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UNIVERSITÀ DEGLI STUDI DI PADOVA
FACOLTÀ DI INGEGNERIA
CORSO DI LAUREA MAGISTRALE IN INGEGNERIA ELETTRICA
TESI DI LAUREA DI MAGISTRALE
VALUTAZIONE DELL'HOSTING
CAPACITY NELLE RETI DI
DISTRIBUZIONE IN MEDIA TENSIONE
RELATORE: CH.MO PROF. ROBERTO TURRI
DIPARTIMENTO DI INGEGNERIA ELETTRICA
LAUREANDO: STEFANO ZIN
ANNO ACCADEMICO: 2011-2012
…alla Mia Famiglia e a Federica...
INDICE
INDICE
GLOSSARIO .......................................................................................................................... V
ELENCO FIGURE .............................................................................................................. VI
ELENCO TABELLE ..........................................................................................................VII
SOMMARIO ...........................................................................................................................1
INTRODUZIONE ...................................................................................................................3
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS.......................................................................................7
1.1 GENERALITÀ ................................................................................................................7
1.2 VISION AND STRATEGY FOR EUROPE’S ELECTRICITY NETWORKS
OF THE FUTURE ........................................................................................................11
1.2.1
LE SFIDE DEL SISTEMA ELETTRICO ......................................................12
1.2.2 FIGURE PRINCIPALI NEL PROCESSO DI SVILUPPO ..........................14
1.2.3 PRINCIPALI FATTORI NEL PROCESSO DI SVILUPPO........................16
1.3 STRATEGIC RESEARCH AGENDA FOR EUROPE’S ELECTRICITY
NETWORKS OF THE FUTURE ................................................................................18
1.4 THE SMART GRIDS EUROPEAN TECHNOLOGY PLATFORM ......................19
1.5 EUROPEAN STRATEGIC ENERGY TECHNOLOGY PLAN (SET-PLAN).......20
1.5.1 EEGI – Roadmap 2010-2018 and Detailed Implementation Plan 20102012 ........................................................................................................................................23
1.6 LA FUTURA RETE SMART ......................................................................................26
1.7 CARATTERISTICHE DELLE SMART GRIDS ......................................................28
1.8 CONCLUSIONI ............................................................................................................30
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS ...............................................33
2.1 GENERALITÀ ..............................................................................................................33
I
INDICE
2.2 LA GENERAZIONE DISTRIBUITA ........................................................................ 36
2.3 LA DELIBERA ARG/elt 223/10: “Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di
generazione distribuita in Italia per l’anno 2009 ed analisi dei possibili effetti della
generazione distribuita sul sistema elettrico nazionale ” ............................................. 39
2.4 LA DELIBERA ARG/elt 25/09: “Impatto della generazione diffusa sulle reti di
distribuzione" ................................................................................................................. 45
2.5 LA DELIBERA ARG/elt 39/10: “Incentivi a progetti pilota per promuovere lo
sviluppo delle smart grid” .............................................................................................. 51
CAPITOLO 3
L’HOSTING CAPACITY ................................................................................................... 57
CAPITOLO 4
LE IPOTESI DELLO STUDIO .......................................................................................... 63
CAPITOLO 5
IL PROGRAMMA ............................................................................................................... 71
5.1 GENERALITÀ ............................................................................................................. 71
5.2 ATLANTIDE................................................................................................................. 71
5.2.1 MAIN E LETTURA DATI .............................................................................. 74
5.2.2
CALCOLO DI LOAD FLOW ......................................................................... 76
5.2.3
CALCOLO DI HOSTING CAPACITY ......................................................... 83
CAPITOLO 6
LA RETE MT IN ANALISI ................................................................................................ 87
6.1 IL SISTEMA ELETTRICO ITALIANO ................................................................... 87
6.2 LA RETE DI VERONA: GENERALITÀ .................................................................. 88
6.3 LA CABINA PRIMARIA ............................................................................................ 89
6.4 I FEEDER ..................................................................................................................... 92
II
INDICE
6.5 CARATTERISTICHE DELLA RETE .......................................................................94
6.5.1
I NODI ................................................................................................................94
6.5.2 LE LINEE ..........................................................................................................95
6.5.3 I CARICHI ........................................................................................................96
6.5.4
I TRASFORMATORI ......................................................................................96
6.5.5 LA GENERAZIONE ....................................................................................... 96
6.6 CARATTERISTICHE DEI COMPONENTI .............................................................97
6.6.1
LE LINEE ..........................................................................................................97
6.6.2 I TRASFORMATORI ......................................................................................98
6.6.3 I GENERATORI ROTANTI ...........................................................................99
6.7 I PROFILI......................................................................................................................99
6.7.1 PROFILI DI CARICO....................................................................................100
6.7.2 PROFILI DI GENERAZIONE ......................................................................102
CAPITOLO 7
ANALISI DEI RISULTATI ...............................................................................................105
7.1 IL CONTRIBUTO DEI PROFILI DI CARICO ......................................................105
7.1.1
CARICHI CON PROFILO COSTANTE .....................................................105
7.1.2 CARICHI CON PROFILO RESIDENZIALE .............................................106
7.2 HOSTING CAPACITY DELLA RETE ...................................................................108
7.2.1
VARIAZIONI DI TENSIONE LENTE (-4% / 10%) ..................................109
7.2.2
VARIAZIONI DI TENSIONE RAPIDE (±4%) ...........................................110
7.2.3
LIMITI DI TRANSITO DELLE LINEE ......................................................113
7.2.4
LIMITE DI INVERSIONE DI FLUSSO ..................................................... 115
7.3 CONCLUSIONI ..........................................................................................................118
7.4 SOLUZIONI PROPOSTE..........................................................................................123
7.4.1
RAFFORZAMENTO DELLE LINEE ..........................................................123
7.4.2
INSERIMENTO DI STORAGE ....................................................................126
CONCLUSIONI ..................................................................................................................133
III
INDICE
RINGRAZIAMENTI ......................................................................................................... 135
BIBLIOGRAFIA E SITOGRAFIA .................................................................................. 137
APPENDICE A: AMBITI DI VALUTAZIONE DEI BENEFICI DEI PROGETTI
PILOTA E NUOVI CRITERI ECONOMICI (DCO 34/11)........................................... 141
APPENDICE B: LISTATO DEL PROGRAMMA ......................................................... 151
APPENDICE C: LIBRERIA DATI DELLA RETE ....................................................... 177
APPENDICE D: LIBRERIA COMPONENTI DELLA RETE ..................................... 191
APPENDICE E: LIBRERIA PROFILI ........................................................................... 195
APPENDICE F: RISULTATI ........................................................................................... 205
IV
GLOSSARIO
GLOSSARIO
CP

Cabina Primaria
DB

Dead Band del trasformatore
DR

Demand Response
DSM

Demand Side Management
DSR

Demand Side Response
DSO

Distribution System Operator
EII

European Industrial Initiative
ETP

European Technology Platform
ETS

Emission Trading System
FER

Fonti Energetiche Rinnovabili
GD

Generazione Distribuita
GSE

Gestore del Sistema Elettrico
HC

Hosting Capacity
ICT

Information and Communication Technology
ISO

Indipendent System Operator
PG

Piccola Generazione
PQ

Power Quality
RTN

Rete Trasmissione Nazionale
SCADA

Supervisory Control And Data Acquisition
SG

Smart Grid
SRA

Strategic Research Agenda
TSO

Transmission System Operator
UE

Unione Europea
V
ELENCO FIGURE
ELENCO FIGURE
CAPITOLO 1:
Figura 1. 1 - Vantaggi Degli Attori delle Rete ....................................................................... 16
Figura 1. 2 - Fattori Principali Nel Processo Di Sviluppo Della Rete .................................... 17
Figura 1. 3 - Struttura della SRA ........................................................................................... 19
Figura 1. 4 - Attività e aree di ricerca in ambito Smart Grids ................................................ 19
Figura 1. 5 - Struttura della Piattaforma Tecnologica ............................................................ 20
Figura 1. 6 - Struttura di definizione dei progetti dimostrativi ............................................... 24
Figura 1. 7 - Modelli funzionali delle Smart Grids ................................................................ 25
Figura 1. 8 - Struttura di definizione dei progetti riguardanti le reti di trasmissione ............. 25
Figura 1. 9 - Struttura di definizione dei progetti riguardanti le reti di distribuzione ............ 26
Figura 1. 10 - Rete Attuale Verticalmente Integrata .............................................................. 27
Figura 1. 11 - Rete Futura “Smart Grid” ............................................................................... 29
Figura 1. 12 - Elementi del Sistema Elettrico......................................................................... 30
CAPITOLO 2:
Figura 2. 1 - Ipotesi di Enel S.p.A. circa il contributo delle Smart Grids alla riduzione di CO2
in Italia.................................................................................................................................... 33
Figura 2. 2 - Generatore contribuisce alla corrente di cortocircuito e determina perdita di
selettività con scatto intempestivo in cabina primaria ............................................................ 38
Figura 2. 3 - Problemi di variazione del profilo di tensione in una rete con GD (blu) rispetto a
rete passiva (rossa) ................................................................................................................ 38
Figura 2. 4 - Nascita dell’islanding ........................................................................................ 38
Figura 2. 5 - Nascita di una corrente inversa rispetto al flusso convenzionale ...................... 39
Figura 2. 6 - Produzione di energia elettrica dalle diverse fonti nell’ambito della GD nel
2009 ........................................................................................................................................ 41
Figura 2. 7 - Produzione d’energia elettrica da diverse fonti nell’ambito della generazione
nazionale totale nel 2009 ........................................................................................................ 42
Figura 2. 8 - Produzione d’energia elettrica da diverse fonti nell’ambito della generazione
nazionale totale nel 2006 ........................................................................................................ 42
VI
ELENCO FIGURE
Figura 2. 9 - Ripartizione dell’energia elettrica immessa dagli impianti di GD, per livello di
tensione .................................................................................................................................. 43
Figura 2. 10 - Incremento di potenza in relazione al numero di nodi che possono accettarla
(con vincolo l’inversione di flusso) ....................................................................................... 47
Figura 2. 11 - Andamento della tensione sulle reti passive .................................................... 48
Figura 2. 12 - Incremento di potenza in relazione al numero di nodi che possono accettarla
(con vincolo di variazioni lente di tensione) .......................................................................... 49
Figura 2. 13 - Incremento di potenza in relazione al numero di nodi che possono accettarla
(con vincolo di variazioni rapide di tensione pari al 6%) ..................................................... 49
Figura 2. 14 - Incremento di potenza in relazione al numero di nodi che possono accettarla
(con vincolo i limiti di transito sulle linee) ............................................................................ 49
Figura 2. 15 - Diagramma cumulato della quantità di GD connettibile con evidenziazione dei
vincoli più stringenti e limite delle variazioni rapide al 6% .................................................. 50
Figura 2. 16 - Diagramma cumulato della quantità di GD connettibile con evidenziazione dei
vincoli più stringenti e limite delle variazioni rapide al 4% .................................................. 50
CAPITOLO 3:
Figura 3. 1 - Determinazione dell’HCCI, dove la caratteristica piatta è quella di immissione,
mentre la blu è quella di prelievo ........................................................................................... 59
Figura 3. 2 - Esempio di confronto tra i profili di prelievo cumulato .................................... 59
CAPITOLO 4:
Figura 4. 1 - Profilo di tensione lungo il Feeder 1 prima e dopo l’inserimento del generatore
nel nodo TEE267 ................................................................................................................... 64
Figura 4. 2 - Profilo di tensione lungo il Feeder 1 prima e dopo l’inserimento del generatore
nel nodo 202613_1................................................................................................................. 64
Figura 4. 3 - Problemi di selettività dati da inversione di flusso in linea ............................... 65
Figura 4. 4 - Andamento delle correnti misurate in partenza ai feeder nella settimana di
Febbraio, con generazione in rete .......................................................................................... 67
Figura 4. 5 - Andamento delle correnti simulate in partenza ai feeder nella settimana di
Febbraio, con generazione in rete .......................................................................................... 67
VII
ELENCO FIGURE
Figura 4. 6 - Andamento delle correnti misurate in partenza ai feeder nella settimana di
Luglio, con generazione in rete .............................................................................................. 68
Figura 4. 7 - Andamento delle correnti simulate in partenza ai feeder nella settimana di
Luglio, con generazione in rete .............................................................................................. 68
CAPITOLO 5:
Figura 5. 1 - Schema a blochhi del funzionamento del programma ....................................... 72
Figura 5. 2 - Finestra principale di ATLANTIDE .................................................................. 74
Figura 5. 3 - Grafico a barre dell’andamento delle tensioni ................................................... 75
Figura 5. 4 - Schema unifilare della rete graficato dal programma ATLANTIDE ................ 75
Figura 5. 5 - Parte iniziale di “EseguiLFHCVR.m” ............................................................... 84
Figura 5. 6 - Ciclo while presente in ” EseguiLFHCVR.m” .................................................. 85
CAPITOLO 6:
Figura 6. 1 - Struttura AGSM ................................................................................................. 88
Figura 6. 2 - Schema Cabina Primaria.................................................................................... 90
Figura 6. 3 - Schema Cabina Primaria Semplificata .............................................................. 91
Figura 6. 4 - Rete MT originale.............................................................................................. 92
Figura 6. 5 - Rete MT modificata e ripulita di elementi non utili al calcolo .......................... 93
Figura 6. 6 - Grafici dei profili di carico giornalieri “IND”, “RES”, “COM”, e “COST” ... 100
Figura 6. 7 - Grafici dei profili di carico giornalieri dei carichi di rete – Parte Prima ......... 101
Figura 6. 8 - Grafici dei profili di carico giornalieri dei carichi di rete – Parte Seconda ..... 102
Figura 6. 9 - Grafici dei profili di carico giornalieri dei carichi di rete – Parte Terza.......... 102
Figura 6. 10 - Grafici dei profili di generazione giornalieri ................................................. 103
CAPITOLO 7:
Figura 7. 1 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi che violano i tre vincoli in
corrispondenza della potenza riportata in ascissa - profilo dei carichi costante ................... 105
VIII
ELENCO FIGURE
Figura 7. 2 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi con GD installabile pari al
valore di potenza corrispondente alla potenza riportata in ascissa - profilo dei carichi costante
............................................................................................................................................. 106
Figura 7. 3 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi che violano i tre vincoli in
corrispondenza della potenza riportata in ascissa - profilo dei carichi residenziali ............. 107
Figura 7. 4 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi con GD installabile pari al
valore di potenza corrispondente alla potenza riportata in ascissa - profilo dei carichi
residenziali ........................................................................................................................... 107
Figura 7. 5 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi che violano il vincolo di
Variazioni Lente in corrispondenza della potenza riportata in ascissa: confronto tra Febbraio
2009 (senza generazione) e Febbraio 2011 (con generazione) ............................................ 109
Figura 7. 6 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi che violano il vincolo di
Variazioni Lente in corrispondenza della potenza riportata in ascissa: confronto tra Luglio
2009 (senza generazione) e Luglio 2011 (con generazione) ................................................ 110
Figura 7. 7 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi che violano il vincolo di
Variazioni Rapide in corrispondenza della potenza riportata in ascissa: confronto tra
Febbraio 2009 (senza generazione) e Febbraio 2011 (con generazione) ............................. 111
Figura 7. 8 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi che violano il vincolo di
Variazioni Rapide in corrispondenza della potenza riportata in ascissa: confronto tra Luglio
2009 (senza generazione) e Luglio 2011 (con generazione) ................................................ 112
Figura 7. 9 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi che violano il vincolo di
Limiti di Transito in corrispondenza della potenza riportata in ascissa: confronto tra Febbraio
2009 (senza generazione) e Febbraio 2011 (con generazione) ............................................ 113
Figura 7. 10 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi che violano il vincolo di
Limiti di Transito in corrispondenza della potenza riportata in ascissa: confronto tra Luglio
2009 (senza generazione) e Luglio 2011 (con generazione) ................................................ 114
Figura 7. 11 - Collegamento degli utenti in antenna alla sbarra MT ................................... 119
Figura 7. 12 - Istogramma cumulato della quantità percentuale di nodi che accettano la
potenza presente in ascissa con rete passiva a Febbraio e in cui sono evidenziate le
componenti limitanti dei tre vincoli ..................................................................................... 119
Figura 7. 13 - Istogramma cumulato della quantità percentuale di nodi che accettano la
potenza presente in ascissa con rete non più passiva a Febbraio e in cui sono evidenziate le
componenti limitanti dei tre vincoli ..................................................................................... 120
IX
ELENCO FIGURE
Figura 7. 14 - Istogramma cumulato della quantità percentuale di nodi che accettano la
potenza presente in ascissa con rete passiva a Luglio e in cui sono evidenziate le componenti
limitanti dei tre vincoli ......................................................................................................... 120
Figura 7. 15 - Istogramma cumulato della quantità percentuale di nodi che accettano la
potenza presente in ascissa con rete non più passiva a Luglio e in cui sono evidenziate le
componenti limitanti dei tre vincoli ..................................................................................... 121
Figura 7. 16 - Rete MT con evidenziazione della violazione dei limiti dei singoli nodi a
Luglio 2011 .......................................................................................................................... 122
Figura 7. 17 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi che violano i tre vincoli in
corrispondenza della potenza riportata in ascissa – Linee Rafforzate .................................. 123
Figura 7. 18 - Istogramma cumulato rappresentante la percentuale di nodi con GD
installabile pari al valore di potenza corrispondente alla potenza riportata in ascissa – Linee
Rafforzate ............................................................................................................................. 124
Figura 7. 19 - Rete MT con linee rafforzate e con evidenziazione della violazione dei limiti
dei singoli nodi a Luglio 2011 .............................................................................................. 125
Figura 7. 20 - Posizionamento dello storage in rete ed evidenziazione del nodo critico ..... 126
Figura 7. 21 - Andamento della tensione nell’ultimo nodo del Feeder 3 nella settimana di
Luglio considerata, PRIMA dell’inserimento degli accumulatori........................................ 127
Figura 7. 22 - Profilo di generazione degli accumulatori posti nei due nodi scelti del Feeder 3
.............................................................................................................................................. 127
Figura 7. 23 - Andamento della tensione nell’ultimo nodo del Feeder 3 nella settimana di
Luglio considerata, DOPO l’inserimento degli accumulatori .............................................. 128
Figura 7. 24 - Andamento della tensione lungo il Feeder 3 all’istante 20 (in cui in
N290771T01 si raggiunge un minimo di circa 0,91 p.u.) prima e dopo l’iniezione di potenza
reattiva in rete ....................................................................................................................... 128
Figura 7. 25 - Istogramma cumulato rappresentante la percentuale di nodi con GD
installabile pari al valore di potenza corrispondente alla potenza riportata in ascissa – Linee
Rafforzate ed Accumulo in rete............................................................................................ 129
Figura 7. 26 - Andamento della tensione nell’ultimo nodo del Feeder 3 nella settimana di
Luglio considerata, DOPO l’inserimento degli accumulatori che erogano potenza reattiva nei
primi 5 giorni della settimana e la assorbe nel weekend ...................................................... 130
Figura 7. 27 - Istogramma cumulato rappresentante la percentuale di nodi con GD
installabile pari al valore di potenza corrispondente alla potenza riportata in ascissa – Linee
Rafforzate ed Accumulo in rete funzionante da induttore .................................................... 130
X
ELENCO TABELLE
ELENCO TABELLE
CAPITOLO 2:
Tabella 2. 1 - Dati relativi la GD nel 2009 ...................................................................... 38
Tabella 2. 2 - Dati relativi la GD nel 2006 ...................................................................... 39
Tabella 2. 3 - Progetti pilota ammessi al trattamento incentivante e punteggi ottenuti ........ 55
CAPITOLO 7:
Tabella 7. 1 - Potenza Limite collegabile al primo nodo dei feeder per avere inversione di
flusso .................................................................................................................................... 116
Tabella 7. 2 - Potenza Limite collegabile al primo nodo dei feeder per avere inversione di
flusso fino al superamento della portata dei conduttori o della taratura delle protezioni .... 116
Tabella 7. 3 - Esempio di dipendenza dell’HC dei parametri di linea ................................. 122
XI
SOMMARIO
SOMMARIO
Questo studio affronta l’analisi di Hosting Capacity di una rete di distribuzione MT
realmente esistente nel sistema elettrico italiano, a partire dallo studio effettuato
dall’Autorità per l’energia elettrica ed il gas e pubblicato con la Delibera ARG/elt 25/09.
Con questo lavoro si è cercato di capire come l’Hosting Capacity sia stata determinata, dal
momento che una sua definizione non risulta ancora del tutto chiara, ma che è allo stesso
tempo fondamentale visto che è stato uno dei parametri chiave per l’ammissione ad un
particolare regime incentivante di alcuni progetti pilota (Delibera ARG/elt 39/10).
Lo studio si è allora concentrato nell’andare innanzitutto a seguire le richieste volute
dall’AEEG per la definizione dell’Hosting Capacity di rete (ciò è avvenuto attraverso un
calcolo di load flow in linguaggio di programmazione MATLAB a cui ho affiancato alcuni
script da me elaborati appositamente per la definizione di questo parametro), quindi ho
evidenziato i possibili limiti dello studio dell’Authority oltre ad aver determinato anche le
cause della limitazione dell’Hosting Capacity della rete studiata. Trovate queste cause ho
rifatto i calcoli di load flow e di Hosting Capacity per sottolineare come quest’ultima possa
cambiare anche con interventi poco rilevanti (es. sostituzione di una linea).
Definendo l’Hosting Capacity della rete è possibile attuare con maggior facilità scelte di
gestione da parte del distributore che potrebbe conoscere in anticipo possibili punti deboli
della rete di sua proprietà e al contempo permettere ai governi di definire nuove politiche di
regolamentazione che permettano di allinearsi alle scelte fatte a livello europeo in materia
soprattutto di riduzione delle emissioni di gas climalteranti.
ABSTRACT
This study addresses the analysis of Hosting Capacity of a MV distribution network that
actually exists in the Italian electricity system, based on the study carried out by the
Authority for Electricity and Gas and published with the ARG / elt 25/09. With this work we
tried to understand how the Hosting Capacity has been determined, since its definition is still
not entirely clear, but at the same time, fundamental as it was one of the key parameters for
the admission to a particular number of pilot incentive scheme (ARG / elt 39/10). The study
is concentrated first to follow the requirements desired by the Authority for the definition
Hosting
Capacity
Network
(definition came
about
through a load
flow calculation in MATLAB
programming
language according
to
the Newton Raphson method in which I joined some scripts that I developed specifically
for this calculation), then I have highlighted the possible limitations of the Authority’s study
and I also have determined the causes of the limitation Hosting Capacity of the network that
I studied. Find these causes I redid the calculations and load flow Hosting Capacity
to emphasize how it can change with very minor interventions (ie. replacement of a line).
If we are able to define the Hosting Capacity of the network is then possible to implement
more easily some management decisions by the distributor who may know in advance the
possible weaknesses of the network of its own and at the same time allow governments to
establish new regulatory policies to align the choices made at European level in particular to
reduce emissions of greenhouse gases.
1
SOMMARIO
2
INTRODUZIONE
INTRODUZIONE
Questo lavoro si occuperà di andare ad analizzare quello che col tempo sta diventando un
parametro sempre più importante e citato nell’analisi delle reti di distribuzione in ambito
Smart Grid, ovvero l’Hosting Capacity, intesa come la capacità di accettazione di potenza da
Generazione Distribuita da parte della rete.
In ambito scientifico, il concetto di quantità di generazione distribuita installabile in rete
tale da non comportare stravolgimenti nel sistema elettrico e riduzione di qualità del servizio
offerto è relativamente recente, tanto da non trovare molto spazio in letteratura: importanti
studi sono stati fatti dall’equipe del professor Bollen e dal gruppo del Politecnico di Milano,
autore, assieme al CESI Ricerca, dello studio usato a riferimento per questo lavoro e
riportato con la Delibera ARG/elt 25/09.
La conoscenza dell’Hosting Capacity della rete è uno dei parametri che la EEGI chiede
di andare ad incrementare nel periodo 2010-2018 di intervento della Roadmap del giugno
2010, in rispetto degli impegni presi in natura di politica ambientale, e nato sull’onda della
forte crescita che si è riscontrata in seguito alla liberalizzazione del mercato circa
l’installazione di impianti di produzione indipendenti. Questo fa si allora che esso diventi
una voce importante nei progetti di studio sulle Smart Grids che sono uno dei principali
motori per il raggiungimento degli obiettivi europei di riduzione, o perlomeno contenimento,
delle emissioni di gas serra. Questi obiettivi, come si evidenzia nel primo capitolo, li si
possono raggiungere in diversi modi a partire innanzitutto dall’utilizzo di fonti energetiche
rinnovabili e di mezzi di mobilità pubblica e/o ibrido-elettrici, oltre all’attuare una nuova
politica di maggior coinvolgimento degli utenti finali al fine di ottenere una riduzione degli
sprechi energetici.
Per avere un buon sviluppo futuro, esse hanno però bisogno in modo principale di essere
intelligentemente integrate da sistemi di comunicazione e automazione che permettano il
completo coinvolgimento di quella che risulterà essere la nuova figura del mercato elettrico:
il prosumer.
I passi fatti a livello continentale e mondiale bisogna ammettere che sono stati molti e di
notevole rilevanza. Molte sono infatti state le pubblicazioni effettuate, molte le direttive
emanate e molte sono state le spinte attuate innanzitutto dall’Unione Europea per segnare il
giusto percorso per un futuro migliore.
La scelta di perseguire la strada delle Smart Grids non è stata casuale in quanto è chiaro a
tutti che il sistema elettrico è uno degli elementi cruciali per la sicurezza e lo sviluppo di una
nazione, e ciò perché oramai l’energia elettrica è diventata uno degli elementi indispensabili
nella vita di una persona al giorno d’oggi.
Lo sviluppo del sistema elettrico è quindi uno degli elementi che un governo deve tenere
in stretta considerazione per permettere uno sviluppo ottimale del Paese, come si evince
anche dal secondo capitolo che tratta le Delibere principali pubblicate in tema Smart Grid, e
ove è stata più volte citata l’Hosting Capacity di rete come un fondamentale parametro che
un distributore dovrebbe conoscere per una corretta e più semplice gestione della rete di sua
proprietà, soprattutto in relazione alla presenza di Generazione Distribuita sul territorio che
ha negli ultimi anni costretto il sistema elettrico a ripensare il paradigma
3
INTRODUZIONE
dell’unidirezionalità, caratteristica importante che lo ha rappresentato per tutto il secolo
scorso.
Nonostante questo cambio di mentalità possa portare dei costi e la necessità di introdurre
nuove tecnologie in ossequio a questa volontà di cambiare la natura del sistema stesso, le
scelte fatte a livello nazionale, europeo e mondiale stanno tuttavia spingendo molto in una
direzione di pubblicizzazione dei sistemi di Generazione Distribuita e, probabilmente, si
arriverà allo stesso stimolo anche in ambito d’accumulo dell’energia; questo perché si sta
cercando di aumentare la flessibilità del sistema, oltre al fatto che stanno nascendo nuove
filosofie in ambito economico e legislativo: si è sempre più alla ricerca di aumentare il
risparmio energetico e con esso si cerca una riduzione dell’impatto ambientale.
Giacché ci si aspetta un incremento di Generazione Distribuita sulla rete, ci si sta
attrezzando con studi, finanziamenti e provvedimenti, di modo che i rischi per la rete
vengano via via ridotti e agli utenti sia data sempre più la possibilità di interagire con il
gestore e magari di rispondere ad alcune sue richieste se adeguatamente ricompensate
(esempio classico è la regolazione della tensione).
Il futuro che aspetta la rete di distribuzione in seguito all’impatto della Generazione
Distribuita, farà allora sì che questa assomiglierà molto più alla rete di trasmissione che, in
Italia, è molto evoluta e comporterà così un radicale cambiamento dal punto di vista
topologico (si passerà da una rete radiale ad una molto più magliata), dal punto di vista delle
protezioni (ora studiate per un flusso unidirezionale) e del controllo.
Nonostante gli incentivi e le politiche instaurate per il sostegno delle fonti rinnovabili
possano far si che si raggiungano gli obiettivi del pacchetto “clima-energia” in anticipo
rispetto le scadenze, la necessità che dobbiamo soddisfare e che permane è quella di poter
accogliere una crescente quantità di energia in rete ed è proprio attraverso analisi di Hosting
Capacity che è possibile fare ciò, determinando i vincoli più stringenti a cui sono legati
fattori principalmente dovuti all’inversione di flusso in rete, che è a tutti gli effetti il primo
segnale di rete diventata attiva. In particolare uno degli obiettivi richiesti dall’Autorità per
l’energia elettrica e il gas è stato individuato nell’andare ad aumentare l’Hosting Capacity di
generazione. Il grosso problema che finora ha però contraddistinto l’Hosting Capacity, è la
mancanza di una sua chiara definizione che ha portato ad avere negli anni, lavori che la
chiamavano in causa spesso ma in ambiti ben diversi.
Fondamentali contributi sono arrivati prima dalla Delibera ARG/elt 25/09 che si occupa
in particolare della rete di distribuzione in media tensione (tipologia oggetto in questo studio)
e dell’impatto che la GD può avere su di esse, e poi la Delibera ARG/elt 39/10 con cui si
ammettono ad un particolare regime incentivante alcuni progetti pilota in tema Smart Grids a
cui si richiede tra i vari parametri anche la definizione dell’Hosting Capacity di rete, intesa
come capacità della rete di accogliere GD.
Al capitolo 3 vengono allora riportate le definizioni date e le ipotesi fatte dai progettisti di
tali progetti al fine di determinare l’Hosting Capacity della rete in cui sarebbe andato ad
installarsi il progetto pilota.
Conclusa questa prima parte introduttiva del problema e che ha visto l’enunciazione delle
parti principali dei provvedimenti “normativi” assunti a livello continentale e poi nazionale
per risolvere i problemi sollevati con il protocollo di Kyoto prima e con aspetti tecnici del
sistema elettrico dopo, si entra nella seconda parte del lavoro, applicativa delle scelte fatte
dalle due principali Delibere italiane su una rete realistica.
4
INTRODUZIONE
A partire dai progetti pilota perciò, lo studio descritto in questo elaborato si prefigge il
compito di andare a valutare quale sia la potenza installabile in una rete di distribuzione
realmente esistente e descritta al sesto capitolo, concordemente con i vincoli dati dalle
normative vigenti e con alcune ipotesi fatte e descritte invece al capitolo quattro.
La definizione dell’Hosting Capacity della rete è stata possibile, come descritto al quinto
capitolo, attraverso un elaborazione numerica avvenuta a partire dal programma
ATLANTIDE scritto con il linguaggio di programmazione MATLAB. Questo programma ha
infatti permesso il calcolo di load flow della rete, a cui è stata però affiancata una libreria di
script dedicati allo studio dell’Hosting Capacity. Esaurita questa parte e quindi calcolati i
diversi valori di Hosting Capacity possibili caratterizzanti la rete in due settimane tipo
dell’anno (una settimana rappresentativa del periodo invernale e una rappresentativa del
periodo estivo), si è visto come l’aumento di tale parametro permetta di accettare la potenza
da Generazione Distribuita con minori rischi per la rete.
Una volta ottenuti i risultati si sono potute fare le prime analisi che hanno permesso di
evidenziare alcuni aspetti discutibili dello studio presentato in allegato alla Delibera
soprattutto legate al fatto che tale studio è il risultato di analisi svolte su un gran numero di
reti.
Nota poi l’Hosting Capacity della rete di distribuzione e i vincoli che più la limitano, è
stato possibile rivalutare la stessa andando ad operare alcune semplici sostituzioni e
interventi realmente possibili nella rete come può essere il rafforzamento di alcune linee.
Tali interventi, che hanno previsto innanzitutto il rafforzamento delle linee maggiormente
vincolanti, hanno permesso di evidenziare che la rete è in grado di aumentare la propria
capacità di accoglienza anche solo con una spesa per il distributore molto contenuta. Infine si
è proceduto con l’installazione in rete di alcune batterie di accumulatori caratterizzate da
profili di produzione di potenza attiva e reattiva molto semplici, al fine di testare se la sola
presenza di questi componenti potesse comportare benefici alla rete.
5
INTRODUZIONE
6
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
1.1
GENERALITÀ
Il noto protocollo di Kyoto è la fonte della rivoluzione che va sotto il nome di “Smart
Grids”, che sta interessando ed interesserà il sistema elettrico (si stima che effettivamente il
processo di smartizzazione della rete, come si usa dire nel settore, entrerà in completo
funzionamento comunque non prima del 2050) . Tale protocollo non è altro che un trattato
internazionale sottoscritto da più di 160 paesi l’11 Dicembre 1997 in occasione della
Convenzione Quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici (UNFCC), con lo scopo
di salvaguardare l’ambiente in materia di surriscaldamento globale. Affinché il protocollo
potesse però entrare in vigore (Febbraio 2005)1, si è dovuto aspettare la risposta positiva da
parte di una delle nazioni che inizialmente non firmarono: la Russia.
Il protocollo prevede una riduzione e un controllo di sei gas serra:
Biossido Di Carbonio CO2;
Metano CH4;
Protossido Di Azoto N2O;
Idrofluorocarburi HFC;
Perfluorocarburi PFC;
Esafluoruro Di Zolfo SF6;
Questo è stato un chiaro passo avanti perché il protocollo ha in sé forti vincoli per i paesi,
ma questi sono vincoli necessari per ridurre e controllare il riscaldamento del pianeta (che
altrimenti stava andando incontro ad un collasso) e limitarci ad un aumento della temperatura
di soli 2°C. Gli stati primi firmatari del protocollo si impegnavano così a ridurre le proprie
emissioni di gas climalteranti (tristemente famosi col nome di “Effetto Serra”) di un 5%
entro il periodo 2008-2012 rispetto ai dati del 1990. In particolare, per quanto riguarda l’UE,
gli Stati che ne facevano parte al 2004 avrebbero dovuto ridurre le proprie emissioni
collettivamente, di un 8% tra il 2008 e il 2012.
Per poter raggiungere tali obiettivi, il protocollo stesso propone delle alternative agli
Stati:
Avviare politiche di riduzione delle emissioni ad esempio attraverso miglioramenti
dell’efficienza energetica, promuovendo ed incentivando le FER, spingendo verso
forme di agricoltura sostenibili, ecc;
1
Per l’entrata in vigore era necessario che il documento fosse ratificato da almeno 55 nazioni firmatarie e che tali nazioni
producessero almeno il 55% delle emissioni inquinanti. Senza Stati Uniti che producevano il 36% di emissioni rispetto il totale,
e senza Russia e Cina (che successivamente, in tempi diversi, hanno poi ratificato il trattato) questo limite non era
raggiungibile.
7
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
Avviare politiche di cooperazione con gli altri paesi contraenti il protocollo,
attraverso scambi di informazioni, coordinamento di politiche nazionali con diritti di
emissione, sistema comunitario di scambio di titoli di emissione2, ecc;
Dal punto di vista del settore energetico, e quindi dell’utilizzo di energia da FER, molto
importante risulta la Direttiva 2009/28/CE deliberata dal Parlamento Europeo e che cerca di
definire un quadro comune di operazione per la produzione di energia da fonti rinnovabili
coerentemente con l’obiettivo globale “20-20-20” (noto in letteratura col nome di “obiettivo
20-20-20” o di “pacchetto 20-20-20”). Questo prevede:
La riduzione del 20% delle emissioni di CO2 (rispetto ai valori del 19903);
Un aumento al 20% della produzione da fonti rinnovabili (ai dati del 2010 siamo
fermi al 6,5%);
Una riduzione del 20% del consumo di energia primaria;
Il tutto entro il 2020;
Gli obiettivi definiti a livello di Comunità Europea, relativi all’aumento della produzione
di energia elettrica da FER, alla riduzione delle emissioni di gas climalteranti e all’aumento
dell’efficienza energetica, hanno portato ad un turbinio di iniziative dove assume un ruolo di
rilievo l’evoluzione del sistema elettrico e lo studio delle Smart Grids ad esso legato.
Questa rivoluzione riguarderà principalmente lo sviluppo della rete elettrica e quello della
Generazione Distribuita (GD) e, affinché lo sviluppo di quest’ultima avvenga a fondo e sia
ottimale, è necessario andare a considerare al contempo anche delle nuove modalità di
controllo, regolamentazione ed utilizzo della rete. Questo chiaramente non può che portare
verso quelle che ormai sono universalmente conosciute come Smart Grids ma di cui una vera
e propria definizione ancora non esiste.
Il termine di per sé non significa altro che “rete intelligente” ma il concetto è molto più
complesso di quanto può sembrare a prima vista. Tale rete intelligente nasce perché l’attuale
struttura del sistema elettrico, per soddisfare i requisiti chiesti dal raggiungimento di nuovi
obiettivi, deve modificarsi e diventare più:
Flessibile: per soddisfare le esigenze dei clienti;
Accessibile: per garantire l'accesso di collegamento a tutti gli utenti della rete, in
particolare per le fonti di energia rinnovabili e la generazione ad alta efficienza
locale, con emissioni di carbonio basse o nulle;
Affidabile: ovvero deve garantire la sicurezza del servizio e migliorare la qualità
dell'offerta, coerentemente con le esigenze dell'era digitale;
2
Il protocollo di Kyoto prevede in sé la creazione di un sistema di meccanismi flessibili per l'acquisizione di crediti di
emissioni da parte dei paesi firmatari:
Clean Development Mechanism (CDM);
Joint Implementation (JI);
Emissions Trading (ET);
3
Tale riferimento è poi stato cambiato nel 2005 per tener conto dello sviluppo dell’ Emission Trading System. Al 2005 i nuovi
obiettivi sono diventati di:
Riduzione del 21% al 2020 per i settori facenti parte dell’ETS rispetto al 2005;
Riduzione del 10% al 2020 per i settori non ETS rispetto al 2005;
Chiaramente tali riduzioni sono considerate divise tra i diversi stati membri.
8
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
Economica: per fornire dati migliori attraverso l'innovazione, la gestione efficiente
dell'energia, un’equa concorrenza e un’adeguata regolamentazione;
“Intelligente”;
Questi requisiti sono imprescindibili affinché una rete possa essere definita Smart e
devono essere allo stesso tempo degli obiettivi per tutti, dai gestori ai governi, dai produttori
agli utenti e ciò per raggiungere il traguardo segnato dal “pacchetto”.
Com’è noto oramai a tutti, il problema dell’impatto ambientale è uno degli obiettivi
principali della UE, che punta ad arrivare alla meta attraverso politiche di riduzione delle
emissioni e di miglioramento dell’efficienza energetica. Le soluzioni tecnico-politiche in
quest’ambito sono però relativamente giovani. Inizialmente, durate il Convegno
internazionale sulle fonti energetiche rinnovabili e sulle fonti di energie distribuite
(International Conference on the Integration of Renewable Energy Sources and Distributed
Energy Resources, 2004) la comunità scientifica, assieme ai rappresentanti del settore
industriale, suggerirono la nascita di un’unica Piattaforma Tecnologica Europea (European
Technology Platform – ETP) per le reti elettriche del futuro.
Il via lo diede ufficialmente la Commissione Europea competente in materia e la
piattaforma europea prese così vita nel 2005 con lo scopo di pensare a nuovi scenari per il
sistema elettrico con obiettivo finale oltre il 2020.
La Green Paper “Energia 2020 – Una strategia europea per un’energia sostenibile,
competitiva e sicura” (pubblicata nel Marzo 2006, meno di un mese prima della
fondamentale Vision), è un importante documento dal punto di vista politico, in quanto
emanato dalla Commissione Europea che prevede una rivoluzione radicale per quanto
riguarda la produzione e il consumo di energia in Europa, perseguendo quelli che sono gli
obiettivi in materia di politica energetica. In vista del 2020, con tale documento, la
Commissione Europea prevede l’utilizzo di una specifica strategia energetica, incentrata in
cinque punti cardine:
Ridurre il consumo energetico in Europa;
Creare un mercato integrato dell'energia realmente paneuropeo;
Responsabilizzare i consumatori e raggiungere il massimo livello di sicurezza;
Estendere la leadership europea nelle tecnologie e nelle innovazioni legate
all'energia;
Rafforzare la dimensione esterna del mercato energetico dell'UE;
Per centrare l’obiettivo di risparmio energetico al 2020, il Libro Verde sottolinea che un
buon contributo è dato dalle infrastrutture, dagli immobili e dai trasporti. Si suggerisce allora
di sfruttare questo potenziale andando a:
Accelerare il ritmo delle ristrutturazioni;
Stabilire criteri energetici da utilizzare in tutte le gare pubbliche per l'appalto di
lavori, servizi o prodotti;
Studiare programmi finanziari che riguardino specificatamente progetti incentrati sul
risparmio energetico;
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CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
Migliorare la sostenibilità dei trasporti;
Ridurre la dipendenza dal petrolio;
Ancora una volta viene quindi sostenuto il concetto di studiare programmi di risparmio
energetico. Tra l’altro la Commissione si impegna a garantire la creazione di una
legislazione del mercato dell’energia, innanzitutto andando a definire uno schema delle
infrastrutture europee al 2020-2030, in relazione ad uno sviluppo delle reti degli operatori di
trasmissione dell’energia elettrica (ENTSO-E) e gas (ENTSO-G). A riguardo di ciò l’ACER
(Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia) si è presa carico di
andare a definire dei requisisti di armonizzazione e standardizzazione che permettessero di
semplificare le procedure burocratiche e le regole di mercato per lo sviluppo delle
infrastrutture stesse.
Nel documento si sottolinea poi la fondamentale presenza dei consumatori all’interno del
mercato dell’energia. Con il Libro Verde è chiaro che l’Unione Europea vuole andare a
definire una strategia che permetta lo sviluppo di tecnologie innovative a basse emissioni di
carbonio e con elevate prestazioni. Un buon sistema per ridurre il gap tra ricerca e sviluppo è
stato quello di definire un SET Plan (Piano Strategico per le Tecnologie Energetiche) che
permetta di spingere verso progetti su larga scala in materia di:
Reti intelligenti per collegare l'intero sistema delle reti elettriche europee;
Stoccaggio dell'elettricità;
Produzione sostenibile di biocarburanti su larga scala;
Risparmio energetico sia in città che nelle zone rurali;
Sempre in quegl’anni, precisamente nel 2005, in seguito a quanto deciso nel Convegno
Internazionale sulle fonti energetiche rinnovabili e sulle fonti di energie distribuite del 2004,
nacque la piattaforma tecnologica nota col nome di “European Platform for the Electricity
Networks of the Future” a cui la Commissione Europea diede le prime basi a partire dal
Sesto Programma Quadro (valido dal 2002 al 2006); la Piattaforma aveva per elementi
principali i seguenti tre aspetti:
Scopo: inizialmente la piattaforma nacque con lo scopo di aumentare l’efficienza, la
sicurezza e l’affidabilità dei sistemi di trasmissione e distribuzione di energia
elettrica, eliminando innanzitutto i vincoli che le tecnologie rinnovabili si trovavano
di fronte, così da favorire uno sviluppo intelligente della rete;
Struttura: la piattaforma nacque come struttura aperta ed accessibile a tutti gli utenti
attivi della rete e con lo scopo di riflettere le diverse attività che vengono avviate
dalla piattaforma;
Documentazione: all’epoca si prevedeva la nascita di un programma di ricerca
strategica nel settore energetico, prima della totale messa in opera della piattaforma;
Quelle viste finora sono solo state le prime misure prese a livello europeo, ma documenti
di fondamentale importanza risultano essere soprattutto la “Vision and Strategy for Europe’s
Electricity Networks of the Future“ del 2006 e la “European Strategic Energy Technology
Plan (SET-Plan)” del 2010, oltre alla “Strategic Research Agenda for Europe’s Electricity
Networks of the Future” del 2006 e alla “The Smart Grids European Technology Platform”.
10
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
1.2
VISION AND STRATEGY FOR EUROPE’S ELECTRICITY NETWORKS
OF THE FUTURE
Passo successivo ai documenti introduttivi all’argomento come possono essere stati il
libro verde e una prima idea di piattaforma tecnologica, fu la pubblicazione di un
importantissimo documento: la “Vision and Strategy for Europe’s Electricity Networks of
the Future” (Aprile 2006) relativamente alle Smart Grids.
Questa Vision è un documento che definisce nuovi limiti per le reti di trasmissione e
distribuzione sulla base dell’utilizzo futuro dell’energia elettrica, dell’innovazione delle
tecnologie di generazione e della liberalizzazione del mercato elettrico.
Uno dei primi decisivi passi verso la nascita di una strategia comune per lo sviluppo di
reti europee di energia elettrica è stato proprio quando, con “Vision and Strategy for
Europe’s Electricity Networks of the Future” si pubblicò un documento che voleva mercati
elettrici e reti future in grado di alimentare tutti i consumatori con una elevata
affidabilità, flessibilità, accessibilità e convenienza, sfruttando pienamente le grandi centrali
di produzione centralizzate e al contempo le fonti di energia distribuita in tutta Europa.
Per raggiungere questi obiettivi che si è prefissata, la Vision prevede di andare ad
utilizzare le più recenti tecnologie, pur mantenendo la flessibilità che permette continui
sviluppi delle stesse. Tra queste si trova l’aumentare la potenza trasferita in quantità e qualità
con al contempo una riduzione delle perdite e un aumento dell’efficienza. Molta importanza
potranno avere i sistemi di comunicazione e di misurazione che permetteranno lo scambio di
informazioni tra gestori e utenti ma anche, in futuro, tra utenti stessi, e ciò permetterà un
migliore sfruttamento della rete e un mercato più concorrenziale con, si spera, segnali di
prezzo istantanei e più realistici. Per permettere alla Comunità di affrontare le sfide che la
aspettano da qui ai prossimi 20-30 anni è fondamentale che vengano intensificati gli sforzi
nel campo della ricerca, e ciò non può che avvenire di pari passo con approfondimenti nei
settori tecnici, economici e della regolamentazione, così che i rischi di imprese siano
minimizzati.
La Vision ha per elementi chiave 5 punti:
Lo sviluppo innanzitutto di nuovi sistemi informativi e di telecomunicazione che
siano in grado di far si che le aziende possano migliorare la propria efficienza e il
proprio servizio ai clienti;
Garantire l’interoperabilità di sistemi di automazione e controllo;
Definizione di nuovi standard comuni e protocolli con accesso libero;
Armonizzare i quadri normativi e commerciali nazionali con quelli di tutta la
Comunità Europea così che siano facilitati gli scambi transfrontalieri di potenza;
Creazione di nuovi strumenti tecnici che permettano una rapida integrazione nel
sistema e portino con sé una riduzione dei costi e un’accettazione di potenza
facilitata da fonti energetiche qualsiasi;
Per affrontare nel modo migliore questi aspetti, successivamente alla Vision, è stata
pubblicato un documento dal nome “Strategic Research Agenda for Europe’s Electricity
Networks of the Future” e che si vedrà in breve successivamente.
11
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
Con tale Vision si è cercato di far si che gli utenti finali diventassero decisamente più
attivi nei mercati e al contempo interagissero di più e meglio con le reti. L’energia elettrica si
pensò dovesse essere generata ancora in centrali situate in pochi siti ma anche da fonti
distribuite su tutto il territorio. I sistemi di rete si pensò invece dovessero diventare sempre
più interoperabili a livello europeo per migliorare sicurezza ed economicità. Questo nuovo
concetto di reti elettriche divenne noto come la visione “Smart Grids” o rete
intelligente. Essa consente e consentirà una risposta altamente più efficace alle sfide che si
presenteranno in futuro e alle opportunità di crescita, portando benefici a tutti agli utenti
della rete e alle grosse imprese che operano nel settore.
Il documento, pubblicato nel 2006, vuole allora evidenziare con forza che una delle sfide
più impegnative che ci troviamo davanti per i prossimi anni, come Paesi della Comunità
Europea, riguarda la necessità di rinnovare le reti elettriche di tutta Europa, soddisfare la
crescente domanda d’energia elettrica, attivare un mercato elettrico trans-europeo e integrare
le risorse con generazione più sostenibile (comprese le fonti rinnovabili). Per superare queste
sfide l’unica via che ci troviamo a poter percorrere non può che essere quella della Ricerca e
dello Sviluppo che vengono ad avere un ruolo fondamentale, soprattutto se si pensa che se
fosse possibile concentrare le forze e le conoscenze, i risultati si raggiungerebbero in un
tempo minore e con un minore spreco di denaro.
Questo documento, assieme al “Libro Verde” e ad altre pubblicazioni ha permesso di
identificare le aree da sviluppare sia da un punto di vista tecnico, sia economico-legislativo.
Questi due documenti principalmente hanno quindi dato una forte spinta a ricerche e
programmi di sviluppo in quest’ambito.
1.2.1
LE SFIDE DEL SISTEMA ELETTRICO
Per la transizione verso il futuro sistema energetico sostenibile, tutti i soggetti interessati
devono essere coinvolti: governi, regolatori, consumatori, i commercianti, borse dell'energia,
società di trasmissione, società di distribuzione, produttori di apparecchiature di potenza e
fornitori ICT.
Il coordinamento a livello regionale, nazionale ed europeo è allora essenziale e
l’European Technology Platform è stata progettata per portare a termine il processo. È da
sottolineare che l’impegno da parte dell’Unione Europea si è visto una volta ancora al
summit di Lisbona (Novembre 2011), dove si è fissata degli importanti obiettivi. Innanzitutto
si è sottolineato come è giusto favorire l’occupazione, la competitività, l’unione dei cittadini
e la sostenibilità ambientale in tutto il continente europeo. Per raggiungere tali mete di alto
livello, è stato sottolineato una volta ancora che è importante essere consci che ricerca ed
energia vengono ad avere un ruolo centrale.
Si è così deciso di spingere affinché una buona fetta del PIL europeo venisse investito nel
campo dello sviluppo (alcune recenti stime riportano che finora sono già stati investiti più di
5 miliardi di euro per progetti per Smart Grids e si pensa che siano in complesso necessari
più di 56 miliardi per attuare l’implementazione delle Smart Grids stesse). A proposito di un
buon livello di coordinamento a livello europeo ma anche nazionale e poi regionale, altro
obiettivo da porsi diventa quello di istituire un quadro normativo adeguato in grado di
sostenere i mercati e di attirare nuovi soggetti al suo interno cosicché le prestazioni di ricerca
12
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
e innovazioni evolvano sempre più, favorendo la crescita di tutta la comunità sia da un punto
di vista economico che da quello sociale.
Nel futuro è ipotizzabile che una parte dell’energia sia prodotta dalla generazione
distribuita installata su tutto il territorio, mentre un’altra parte sia prodotta dalle centrali
convenzionali, poste in particolari luoghi a causa degli svariati motivi tecnici che bisogna
considerare, quando si progettano, impianto di raffreddamento innanzitutto. Sarà poi da
prendere in attenta valutazione programmi DSM, DR, quindi considerare le FER e non ultimi
i sistemi d’accumulo che potranno ritrovarsi ad avere un ruolo principe nella gestione della
rete.
Il Sistema elettrico si trova così ad affrontare interessanti sfide che permettano di
rispondere alla corretta visione del futuro. Tra queste abbiamo:
Approccio di tipo User-Centric: domanda di energia flessibile, prezzi più bassi,
possibilità d’installazione d’impianti di microgenerazione, spinta verso un maggiore
interesse per le opportunità offerte dal mercato dell’energia, servizi di qualità;
Aspetti Sociali e Demografici: questi due aspetti sono di solito poco considerati ma
non sono per questo meno importanti visto che la società, statistiche alla mano,
continua a invecchiare e richiede maggiore comfort e qualità della vita;
Demand Response and Demand Side Management (DSM): ideazione e
miglioramento di strategie tali da rendere modulabile la domanda locale e controllo
del carico attraverso misuratori elettronici (noti col nome di smart meter);
Direttive e Regolamentazioni: continuo sviluppo e armonizzazione delle politiche
energetiche così come dei quadri normativi nel contesto dell’Unione Europea;
Generazione Centralizzata: implica un miglioramento delle centrali già esistenti
come ad esempio dal punto di vista del miglioramento dell’efficienza, della
flessibilità circa i servizi di sistema, l’integrazione con le fonti rinnovabili e la GD;
Generazione Distribuita (GD) e Fonti Energetiche Rinnovabili (FER): migliorare la
gestione energetica a livello locale puntando a una riduzione delle perdite e delle
emissioni passando attraverso l’integrazione delle stesse all’interno delle reti
elettriche;
Interoperabilità delle reti elettriche europee: sostenere l’attuazione del mercato
nazionale, la gestione efficiente dei trasporti transfrontalieri e delle congestioni,
migliorare i trasporti sulle lunghe distanze e l’integrazione delle fonti energetiche
rinnovabili, infine rafforzare la sicurezza europea delle forniture attraverso un
aumento della capacità di trasferimento;
Mercati liberalizzati: rispondere alle necessità di liberalizzazione con la nascita di
nuovi servizi e prodotti da scambiare. Bisogna poi saper rispondere a una domanda
più flessibile e a prezzi volatili controllati. A tal riguardo sono richieste tariffe
flessibili;
Questioni ambientali: lo scopo è sempre quello di raggiungere gli obiettivi del
Protocollo di Kyoto, quindi si procederà andando a valutare il loro impatto sui
transiti di potenza delle reti europee, la riduzione delle perdite, l’aumento della
13
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
sostenibilità, il miglioramento dell’impatto visivo e dell’inquinamento ambientale,
ed infine si dovrà mirare a ridurre i tempi di autorizzazione per l’installazione di
nuove infrastrutture;
Reti elettriche innovative: reti che permettano una gestione efficiente delle attività,
con un elevato grado di controllo ed automazione per aumentare la PQ e una
riduzione dell’invecchiamento delle infrastrutture;
Sicurezza di alimentazione: possibilità di accumulo, maggiore flessibilità e qualità,
aumento della capacità di generazione;
1.2.2
FIGURE PRINCIPALI NEL PROCESSO DI SVILUPPO
Molti sono i soggetti chiamati in causa in questo processo di sviluppo:
Agenzie Governative: i governi e i legislatori dovranno pensare a nuove direttive in
grado di incrementare la concorrenza cosicché vi sia una spinta al ribasso dei prezzi,
anche se è chiaro che un mix energetico che miri a rispettare l’ambiente porterà a
importanti costi. È così facile capire che le norme sono influenzate dalle nuove
tecnologie, dall’evoluzione dell’organizzazione delle reti, dai requisiti di maggiore
flessibilità e dall’incremento dei flussi transfrontalieri, dalla necessità di garantire
uno sviluppo economico, maggiore competitività e una maggiore sicurezza della
qualità dell’alimentazione in UE;
Fornitori: avranno un ruolo fondamentale nello sviluppo di nuove apparecchiature
sempre più tecnologiche che favoriranno lo sviluppo e l’innovazione delle reti. A tal
riguardo sarà fondamentale pensare a una linea comune di pensiero così da
permettere sviluppi strategici che permettano un libero accesso alla rete,
funzionamento a lungo termine e perfetta integrazione con l’infrastruttura esistente;
Generatori: la rete elettrica diventerà man mano più complessa e sensibile alle
interazioni tra generatori, reti e domanda. I generatori hanno quindi un ruolo
fondamentale se si considera che bisogna garantire lo stretto rapporto che si avrà tra
le compagnie di generazione, note le caratteristiche delle apparecchiature e delle
dinamiche;
Proprietari e operatori di rete: devono riuscire a coprire le richieste degli utenti in
modo efficiente ed economico. Essi sono tenuti a compiere gli investimenti
necessari a garantire elevati livelli di qualità di potenza e sicurezza del sistema,
assicurando un'adeguata remunerazione per i loro azionisti. Per quanto riguarda gli
operatori di rete, un soggetto che sta dando un rilevante impulso ai progetti di
ricerca e sviluppo è l’organismo che unisce tutti i Transmission System Operator
(TSO) e che va sotto il nome di ENTSO-E. Questo organismo ha deliberato, nel
marzo 2010, una Roadmap ove si spiega come essi prevedano di aiutare lo sviluppo
di modo che non sia frammentario e favorendone invece uno in cui tutti i TSO si
riconoscano. Analogamente agli operatori di trasmissione, anche gli operatori del
sistema di distribuzione si sono riuniti sotto la sigla di EDSO–SG (European DSO
Association for Smart Grids);
14
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
Regolatori: hanno un altro dei ruoli fondamentali nel futuro poiché i mercati per
l’energia e i relativi servizi dovranno avere una chiara struttura di regolamentazione
con normative chiare e armonizzate a livello europeo. Direttive di regolamentazione
prevedranno incentivi che permettano di rendere più sicura la rete e ne aumenti la
possibilità d’accesso, un chiaro sistema di remunerazione e dovrà esserci un
tentativo a ridurre il più possibile i costi di trasmissione e distribuzione. Nel caso
europeo, similmente a quanto avvenuto per gli operatori, anche i regolatori si sono
riuniti sotto un’unica sigla: ERGEG. Questo soggetto ha avuto un ruolo importante
nello sviluppo della regolamentazione dei progetti finanziati, suggerendo di limitare
i contributi alla sola ricerca, evitando di pagare, con i fondi della ricerca, costi già
sostenuti;
Ricercatori: hanno chiaramente uno dei ruoli principi di tale progetto, infatti, essi
permettono di definire meglio quale strada è da seguire;
Servizi Energetici: vi sarà la possibilità di una nuova scelta tra i generatori, inclusa
la possibilità di vendere il surplus di energia alla rete stessa oltre all’acquisto da
compagnie di fornitura. Avranno anche la possibilità di fornire prodotti di DSR e
servizi alla rete;
Società di servizi energetici: le imprese dovranno soddisfare le crescenti esigenze
degli utenti;
Traders: il libero scambio a livello europeo sarà facilitato dall'apertura dei mercati
oltre che da normative e procedure di scambio coordinate e più trasparenti. I clienti
potranno usufruire della possibilità di scegliere il fornitore di energia più adatta alle
proprie esigenze;
Utenti: questi richiedono qualità del servizio e un buon rapporto qualità-prezzo,
mentre in futuro ci si aspetta che chiederanno nuovi servizi, primo tra tutti la
conoscenza delle tariffe in tempo reale;
Per ottenere un’effettiva evoluzione della rete, è necessario che vi sia il coinvolgimento di
tutti gli attori che con essa si interfacciano, allo scopo di:
Sviluppare una visione comune delle reti elettriche europee;
Identificare gli ambiti di ricerca e sostenere i progetti di ricerca sia pubblici che
privati;
Coordinare i lavori di ricerca sulle reti di trasmissione e distribuzione a livello
Europeo, Nazionale e Regionale;
Trarre conclusioni e raccomandazioni per le decisioni sulle azioni future, oltre
all'attuazione di un'agenda di ricerca strategica (SRA) che aumenti gli sforzi di tutte
le parti in gioco;
15
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
Figura 1. 1 - Vantaggi Degli Attori delle Rete.
1.2.3
PRINCIPALI FATTORI NEL PROCESSO DI SVILUPPO
Esistono non pochi fattori che vanno presi in considerazione in relazione ad una spinta
della rete verso una trasformazione a rete di tipo Smart proprio per soddisfare le richieste di
riduzione d’impatto ambientale che la nostra società sta avendo sul cambiamento climatico.
Man mano che i mercati interni si svilupperanno, i cittadini dell’UE inizieranno ad avere a
che fare sempre più con costi minori e un ventaglio di scelte che invece è più ampio.
Una delle principali spinte verso un’evoluzione intelligente della rete è proprio la sempre
maggiore riduzione dei combustibili fossili che potrebbe portare non solo ad un cambio
radicale nella vita quotidiana dell’uomo, ma anche ad un forte problema per la generazione
dell’energia elettrica.
La UE si è allora prefissata l’obiettivo “20-20-20” e per raggiungerlo dovrà essere che le
reti soddisfino alcuni importanti fattori che poi ritroviamo anche in Figura 1.2:
Il mercato europeo: sarà fondamentale andare ad attuare una corretta politica
economico-legislativa così da aumentare la competitività dei soggetti all’interno
della UE e favorirne la crescita economica. Chiaramente questi aspetti faranno si che
l’efficienza non potrà che aumentare e verrà così stimolata anche l’innovazione e lo
studio di nuove tecnologie;
Sicurezza e qualità: è ormai palese a tutti come l’energia elettrica sia probabilmente
la fonte primaria nel mondo moderno: senza di essa tutto si bloccherebbe. La totalità
dei paesi ha quindi pensato di fare degli accordi che prevedessero uno scambio di
energia che oltre a rendere più stabile il sistema permettesse un sicuro e continuo
afflusso di energia in qualsiasi momento. Un paese che si trovasse a non avere
sufficienti riserve di energie sarebbe, infatti, in chiaro pericolo e da un punto di vista
economico e da un punto di vista socio-politico. Dal punto di vista della qualità, un
aumento e una maggiore definizione degli accordi a livello internazionale,
permetterebbe di migliorare anche le infrastrutture che, invecchiando, riducono
affidabilità, sicurezza e qualità del prodotto. Un modo allora di “svecchiare” la rete è
quello di spingere verso soluzioni più innovative e tecnologiche;
Ambiente: oltre all’ormai esigua presenza di combustibili fossili che mette a rischio
gli approvvigionamenti, un altro grosso handicap portato dalle centrali funzionanti
con combustibili fossili è legato alla presenza di prodotti di scarto, quali CO2, SO2,
NOX e tutte le altre sostanze inquinanti che si producono quando si produce
16
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
l’energia elettrica. Queste sostanze è fondamentale andarle a ridurre al massimo,
tanto è vero che la parte preponderante di una centrale termoelettrica è proprio
legata ai sistemi di desolforazione e di denitrificazione. L’immissione di CO2, SO2,
NOX nell’atmosfera non può che andare a peggiorare le cose dal punto di vista dei
gas serra e del cambiamento climatico;
Figura 1. 2 - Fattori Principali Nel Processo Di Sviluppo Della Rete.
In quest’ambito assume un ruolo principe la ricerca, in quanto lei soltanto può andare a
favorire l’abbattimento dei gas serra attraverso l’individuazione di nuove tecnologie e misure
che i paesi e l’UE dovrebbero andare ad attuare al fine di raggiungere gli obiettivi del
protocollo di Kyoto.
Oltre alle già citate fonti rinnovabili, che vengono più facilmente associate alle fonti
solari ed eoliche, vanno sottolineate due possibili generazioni a impatto zero per quanto
riguarda i gas serra: esse sono le centrali funzionanti con fonti rinnovabili di tipo
idroelettrico e le centrali nucleari. Le seconde stanno, però, incontrando, nel periodo in cui
questo lavoro sta per essere redatto, molti ostacoli in quanto oggetto di profonde valutazioni
e battibecchi in seguito ai recenti problemi riscontrati in Giappone, Francia e Belgio e alla
scelta del governo tedesco di terminare in anticipo il programma nucleare con la sostituzione
delle centrali dismesse con centrali a fonte rinnovabile o più in generale puntando sulla
generazione diffusa.
È anche per tali motivi che la rete deve andare ristrutturata poiché la rete attuale non è in
grado di accettare tutta la generazione distribuita che si prevede vi sia in futuro (ENEL
S.p.A. sul proprio sito evidenzia come degli studi prevedano che nei prossimi cinque anni vi
sarà una fortissima crescita della GD: i dati dicono di una previsione di crescita annua del
46% nel caso peggiore – dai 91 TW del 2011 ai 133 TW del 2016 – e dell’85% nel migliore
dei casi – 168 TW al 2016).
17
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
Questo tipo di generazione è ben diverso da quella tradizionale centralizzata, poiché la
produzione è molto minore di quella delle centrali classiche, d’altronde industrie, aziende
agricole, privati, edifici pubblici e via dicendo, possono facilmente andare a installare
pannelli, pale eoliche, mini-cogenerazione o quant’altro ma sicuramente senza mai arrivare a
produzioni di GW come nel caso di centrali in questo momento sul territorio e che finora ci
hanno alimentato. Sarà allora fondamentale andare a prevedere un giusto mix di tecnologie e
delle nuove metodologie di accettazione di questa GD che ora come ora porterebbe con sé
molti vantaggi ma al contempo molti problemi; tra questi abbiamo ad esempio la già citata
inversione di flusso oltre alla variazione del profilo di tensione lungo le linee.
1.3
STRATEGIC RESEARCH AGENDA FOR EUROPE’S ELECTRICITY
NETWORKS OF THE FUTURE
In seguito alla pubblicazione della Vision nell’aprile 2006, un gruppo di soggetti tra i
quali università, istituti di ricerca, industriali, regolatori e utility, hanno dato vita alla
Strategic Research Agenda (SRA – Agenda di Ricerca Strategica) con lo scopo di definire e
meglio indirizzare i programmi europei e nazionali di ricerca, cosicché questi siano
preferibilmente tra loro allineati.
Lo scopo della SRA è di:
Garantire che le reti elettriche europee si sviluppino di modo tale che l’Europa
rimanga competitiva, mantenendo i vincoli ambientali e di sostenibilità;
Permettere di affrontare le sfide comuni a tutti gli Stati Membri, guadagnando
benefici di una buona collaborazione e cooperazione;
Definire una chiara struttura e degli obiettivi che permettano di focalizzarsi su di una
comune ricerca e ottenerne così un vantaggio;
Produrre il supporto necessario a far tradurre nuove idee in prodotti adeguati e
soluzioni innovative;
Fondamentale risulta essere il coinvolgimento di tutti gli utenti della rete (dai produttori
ai consumatori) e al tempo stesso deve essere accessibile a tutti la divulgazione dei risultati.
La SRA può essere pensata come una struttura su due livelli (Le Smart Grids e La SRA),
e allo stesso tempo, questa struttura ha 5 aree di ricerca primaria (RA), che sono a loro volte
divise in 19 diverse attività di ricerca (RT).
Figura 1. 3 - Struttura della SRA.
18
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
Figura 1. 4 - Attività e aree di ricerca in ambito Smart Grids.
1.4
THE SMART GRIDS EUROPEAN TECHNOLOGY PLATFORM
Nata nel 2005, la “The Smart Grids European Technology Platform” è l’ultimo degli
strumenti messi in campo dalla Comunità Europea per perseguire gli obiettivi che si era
preposta. Essa ha lo scopo di affrontare assieme (operatori, gestori, regolatori, ecc.) e
coerentemente in tutta Europa, le sfide che gli attori del sistema elettrico si trovano davanti a
sé. Questo approccio è legato alla consapevolezza che il sistema elettrico europeo necessita
di essere reinventato se si vogliono soddisfare le richieste dei clienti attuali e dei clienti del
prossimo futuro che saranno presumibilmente più esigenti e consci dei propri diritti.
Per riuscire a raggiungere e superare gli obiettivi fissati, soddisfare le aspettative della
comunità e le esigenze degli utenti, si è visto che è necessario andare a rafforzare l’ambito
economico del settore energetico europeo. In questo processo evolutivo continueranno ad
avere un ruolo da protagonista le reti elettriche, le quali forniranno i servizi richiesti dagli
utenti e in contemporanea giocheranno uno dei ruoli più importanti nel raggiungimento di un
futuro a basso contenuto di carbonio.
La piattaforma Tecnologica è ben descritta in Figura 1.5 dove è evidente il ruolo centrale
di direzione e gestione che viene ad avere il Consiglio Consultivo. Questo è però
adeguatamente affiancato da quattro gruppi di lavoro: Network Assets, Network Operations,
Demand and Metering, Generation and Storage.
19
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
Figura 1. 5 - Struttura della Piattaforma Tecnologica.
1.5
EUROPEAN STRATEGIC ENERGY TECHNOLOGY PLAN (SET-PLAN)
È chiaro allora che la UE sta affrontando la sfida del riscaldamento climatico in molti
modi a partire dalla definizione di nuove politiche energetiche4 che non sono meno
importanti, ad esempio, dell’intero sistema energetico il quale ha molte implicazioni dal
punto di vista dell’estrazione delle materie prime, della produzione dell’energia, del trasporto
e del suo uso; come visto, molte sono state anche le pubblicazioni effettuate, ultima delle
quali, come importanza per le misure adottate, è la “European Strategic Energy Technology
Plan (SET-Plan)”.
L’idea che sta dietro al documento “European Strategic Energy Technology Plan (SETPlan)” (pubblicato dalla Commissione Europea nel 2007 e poi entrato effettivamente in
vigore nel giugno 2010 a margine della SET Plan Conference di Madrid), è quella di rendere
molto più competitive le tecnologie che permettono una riduzione delle emissioni di CO2,
oltre a spingere una volta ancora verso un’energia sostenibile, sicura e competitiva.
Da quanto visto nei documenti precedenti, e da quanto viene ripetuto nel SET-Plan, è
chiaro che i cambiamenti climatici, la sicurezza nella fornitura di energia e la crescita della
competitività, sono sfide che risultano essere strettamente connesse le une con le altre e che
quindi richiedono una risposta che sia coordinata. Gli obiettivi che come Comunità Europea
ci siamo posti sono inevitabilmente molto ambiziosi ma siamo giunti al punto di dover dare
una forte accelerata allo sviluppo e alle tecnologie a basso tenore di carbonio.
Spinti dalla paura che le attuali tendenze (negative) mostrano per il futuro (a causa delle
crisi petrolifere, assenza di restrizioni sulle emissioni, dai tempi lunghi di introduzione delle
4
Questo aspetto è legato, in primo luogo, al fatto che le nuove tecnologie sono caratterizzate da un costo che è solitamente più
alto di quelle che richiedono di essere sostituite, ma allo stesso tempo ancora non hanno una maturità sufficiente da offrire un
servizio energetico migliore. Per tale motivo è fondamentale pensare ad una politica di incentivazione di tali tecnologie che
devono superare problemi legati all’accettazione da parte della società e che richiedono costi aggiuntivi per ottenere una
completa integrazione del sistema energetico esistente.
Un altro aspetto riguarda invece la lotta ai cambiamenti climatici adottando come nel caso della UE, un prezzo al carbonio e un
meccanismo di scambio delle quote di emissione, creando al contempo un mercato interno dell’energia.
20
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
nuove tecnologie, ecc.), ma spinti anche dalla necessità e volontà di raggiungere questi scopi
prefissati, ci si sta muovendo affinché le debolezze strutturali del sistema vengano abbattute.
Lo scopo è allora quello di portare l’Europa ad avere un’economia florida e sostenibile,
leader in molte tecnologie nel settore energetico, al fine di avere un’energia pulita, efficiente
e a basso tenore di carbonio, così che vi sia anche da un punto di vista principalmente
economico una crescita e aumento dell’occupazione, con conseguenti risvolti politici e
sociali.
Per raggiungere questi obiettivi è necessario innanzitutto aumentare l’efficienza nella
conversione, nella fornitura e nell’uso dell’energia, oltre a dover sfruttare in modo migliore e
pienamente le tecnologie dell’informazione e delle comunicazioni.
Con tale documento l’UE cerca di evidenziare in quali settori è necessario andare ad
operare per ottenere gli obiettivi voluti (privato, a livello nazionale, a livello comunitario, a
livello globale). Una delle prerogative della Comunità Europea segnalate in questo
documento è quella che l’industria partecipi alla ricerca energetica finanche con
dimostrazioni, così da stimolare l’innovazione e velocizzare lo sviluppo di tecnologie a bassa
emissione di gas inquinanti e climalteranti. Attraverso questo tipo di scelta si è quindi
cercato di iniziare a tracciare il percorso migliore verso il progetto Smart Grids.
Tra le diverse richieste che vengono fatte nel SET-Plan, e che poco dovrebbe sorprendere
in quanto evidenziato già in pubblicazioni precedenti a questa, è quella di un
ammodernamento delle reti elettriche che può, a primo impatto, risultare un impresa di
dimensioni rilevanti ma è altrettanto chiaro che, se affrontata collettivamente, la sfida
assume delle dimensioni più facilmente superabili dal punto di vista delle barriere
tecnologiche e sociali ma anche dal punto di vista degli investimenti da sostenere, oltre allo
stesso rischio (economico innanzitutto) che risulta minore se affrontato assieme.
Il SET-Plan propone di andare a considerare alcune tecnologie di prioritaria importanza e
per le quali una collaborazione a livello europeo può risultare determinante. Si è deciso
allora di creare sei EII (European Industrial Initiative):
Un’iniziativa a livello europeo per l’industria bioenergetica: l’obiettivo è la
sostituzione dei combustibili fossili con biocarburanti di seconda generazione;
Un’iniziativa a livello europeo di cattura, trasporto e stoccaggio della CO2:
incentrata sui requisiti dell’intero sistema, compresa l’efficienza, la sicurezza e
l’approvazione da parte degli utenti, per dimostrare la fattibilità di centrali elettriche
con combustibili fossili a emissione zero su scala industriale;
Un’iniziativa a livello europeo per la rete elettrica (EEGI – European Electricity
Grid Initiative): ha l’obiettivo di sviluppare il sistema elettrico in maniera
intelligente e di creare un nucleo centrale europeo che permetta lo sviluppo della
rete di trasmissione;
Un’iniziativa a livello europeo di incentivo alla tecnologia solare: si dovrà cercare di
accertare la commerciabilità su larga scala di impianti fotovoltaici;
Un’iniziativa a livello europeo di incentivo alla tecnologia eolica: si mira a
raddoppiare la capacità di produzione di energia da turbine eoliche di grossa taglia,
21
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
principalmente puntando su impianti eolici off-shore senza però tralasciare i sistemi
su terra ferma;
Un’iniziativa a livello europeo per la fissione nucleare “sostenibile”: ha lo scopo di
sviluppare le tecnologie di quarta generazione (Generazione IV);
A queste prime sei iniziative ne sono state affiancate, nel 2010, altre due e anche tre
settori da tenere in stretta considerazione:
Un’iniziativa a livello europeo di sviluppo congiunto di celle a combustibile e
idrogeno;
Un’iniziativa a livello europeo di efficienza energetica;
Il SET-Plan Steering Group (SET-Group);
La European Energy Research Alliance (EERA);
Il SET-Plan Information System (SETIS);
Le sei iniziative industriali EII non sono altro che dei programmi attraverso i quali si
vogliono sviluppare tecnologie nuove ma in collaborazione gli uni con gli altri, così da
rendere più efficaci gli sforzi e ridurre le ripetizioni. Nello specifico, a noi interessa più da
vicino il terzo dei punti elencati, ovvero quello riguardante le reti elettriche.
L’EEGI è un programma europeo di ricerca, sviluppo e di attuazioni dimostrative sulla
rete elettrica, nato dall’unione dei 7 DSO e dai 7 TSO europei, con lo scopo di consentire lo
sviluppo ottimizzato ed in grande quantità delle reti intelligenti a livello europeo, così da
centrare gli obiettivi “20-20-20”. Esso ha i propri obiettivi concreti da raggiungere in due
mete distinte (2020 e 2050), come espresso nel ”EU Energy and Climate Package” (altro
modo di chiamare il pacchetto 20-20-20).
Si prevede quindi di migliorare le reti di trasmissione e distribuzione di modo che al 2020
vi sia il 35% di elettricità prodotta da fonti rinnovabili (distribuite o concentrate, e questo
perché gli altri settori difficilmente potranno raggiungere la quota del 20%), e poi al 2050 si
ottenga la completa decarbonizzazione dell’energia.
A questo si aggiunge la volontà di aiutare i mercati interni ai paesi della UE affinché vi
sia una rete unica a livello europeo, la spinta ad ottimizzare i costi e allo stesso tempo
garantire una buona qualità dell’alimentazione, ed infine anticipare gli sviluppi da parte della
rete con un contrasto alla dispersione delle risorse finanziarie e la frammentazione delle
strategie di ricerca della UE: le statistiche dicono che il costo complessivo stimato di questa
iniziativa si attesti attorno ai 2 miliardi di euro.
Più in dettaglio, quello che si cercherà di fare e che si prevede accadrà, è di:
Andare ad integrare attivamente nuovi modelli di consumo e di generazione di modo
che siano più efficienti e ciò avverrà con:

L’integrazione di nuove fonti energetiche intermittenti, a livelli di tensione
diversi;

L’abilitazione della Active Demand per tutti gli utenti finali;

L’abilitare nuovi utilizzi elettrici (di particolare importanza saranno le stazioni
di ricarica per i veicoli elettrici);
22
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS

L’abilitazione di nuove opportunità di business;

Supportare l’efficienza energetica degli utenti finali;
Andare ad avere un certo livello di coordinamento della gestione d’esercizio e della
pianificazione di tutta la rete, attraverso una pianificazione della rete di trasmissione
pan europea da parte dell’ENTSO-E e al contempo sviluppare le reti di distribuzione
e trasmissione secondo le tecnologie suggerite dall’EEGI;
Andare ad ideare nuove regole per il mercato così che si abbia un miglioramento del
benessere per ogni cittadino europeo;
1.5.1
EEGI – Roadmap 2010-2018 and Detailed Implementation Plan 2010-2012
La Roadmap che qui viene presentata non è altro che la naturale prosecuzione del SETPLAN. Tracciata dall’ENTSO-E e dall’EDSO, essa evidenzia che la “nascita” di un'unica
rete elettrica a livello europeo più forte e intelligente permetterà di accogliere un massiccia
quantità di fonti energetiche rinnovabili e distribuite sul territorio. Con la Roadmap 20102018, la EEGI propone ben nove anni di ricerche, sviluppi e dimostrazioni (RD&D) in
ambito di reti di trasmissione e distribuzione, spingendo le reti stesse a diventare, come si
usa dire, Smart. La crescita di questo tipo di reti avverrà nei prossimi decenni (è partita dal
2010, per arrivare fin oltre il 2030), con lo scopo di:
Incrementare l’Hosting Capacity per fonti energetiche rinnovabili e di generazione
distribuita;
Integrare le reti nazionali in un mercato basato su di un’unica rete paneuropea;
Fornire l’elettricità a tutti i clienti con un grado elevato di qualità;
Partecipazione attiva degli utenti nei mercati e nell’efficienza energetica;
Fare un previsione dei nuovi sviluppi come una progressiva elettrificazione dei
trasporti;
Impiegare in modo efficiente le reti del futuro, a beneficio degli utenti;
Apertura dei mercati e di nuovi business per i nuovi utenti delle reti smart;
L’EEGI è uno strumento fondamentale se si vogliono evitare inutili duplicazioni di studi
e ricerche, ma piuttosto promuovere uno scambio di informazioni che permetta di
ottimizzare le innovazioni.
Il programma RD&D si attesta innanzitutto sull’innovazione tecnologica e sull’affrontare
la sfida di integrare le tecnologie di ultima generazione nei sistemi reali, per poi andare a
studiarne i risultati. Il ruolo più importante in questo modo diventa quello dei regolatori che
devono assumersi l’impegno di andare a gestire in modo sicuro il sistema elettrico; per fare
ciò hanno chiaramente bisogno di avviare dei test dimostrativi su larga scala. Questi sono
importanti perché possono permettere di andare a valutare quelli che sono i costi, i benefici e
la possibilità di replicabilità sull’intero sistema.
Questi progetti richiedono, ovviamente, la collaborazione di tutti i soggetti già citati in
altri documenti come ad esempio la Vision, quindi sono chiamati in causa gli istituti di
23
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
ricerca, gli utenti, i gestori stessi, ecc. a ciò va anche aggiunto che si rileva la necessità di
regimi tariffari diversi dagli attuali così che vi siano maggiori incentivi a sostegno di tali
progetti.
Si può allora riassumere che l’EEGI è un programma che comprende attività di ricerca,
sviluppo e di dimostrazione pratica, dove, per evitare ripetizioni e sovrapposizioni, le diverse
attività sono organizzate in una gerarchia con cluster, progetti funzionali, progetti
dimostrativi e progetti locali secondo lo schema di Figura 1.6.
Figura 1. 6 - Struttura di definizione dei progetti dimostrativi.
Le volontà della UE portano allo sviluppo di reti Smart di cui esistono però svariate
definizioni, una delle quali, proposta con il documento “European Smart Grids Technology
Platform” (2005), prevede che questa sia una rete in cui si integrino le azioni degli utenti
connessi intelligentemente (con la conseguente nascita di un nuovo soggetto economico,
come vedremo successivamente: il prosumer), ha fatto si che l’obiettivo principale
dell’EEGI sia stato posto su quelle che devono essere le funzionalità delle nuove reti
intelligenti al fine di raggiungere gli obiettivi del programma. A tal riguardo si è pensato ad
un modello di rete che permetta di tracciare la strada al processo di definizione delle
funzionalità e dei progetti necessari.
Per le Smart Grids si è pensato al modello di Figura 1.7.
24
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
Figura 1. 7 - Modelli funzionali delle Smart Grids.
La Figura 1.8 mostra invece che le attività riguardanti le reti di trasmissione si è deciso di
dividerle in 4 cluster, ovvero nelle 4 attività fondamentali per i TSO, dove il solo cluster 2 si
interessa anche di attività dimostrative mentre tutti e 4 si occupano principalmente di attività
di ricerca (con periodo di funzionamento 2010-2018).
Figura 1. 8 - Struttura di definizione dei progetti riguardanti le reti di trasmissione.
Dato per scontato che è indispensabile un alto livello di coordinamento tra reti di
trasmissione e reti di distribuzione, si può affermare, con riferimento alla Figura 1.9, che
anche le attività previste per le reti di distribuzione sono state divise in modo similare a
quanto accade per le reti di trasmissione. I progetti pensati nell’ambito delle reti di
distribuzione sono 12 e tra tutti questi progetti prioritari, l’Italia ne ha focalizzati 4: lo
sviluppo dell’infrastruttura di ricarica per le auto elettriche, lo studio di programmi di Active
Demand, integrazione della GD e l’infrastruttura di ICT.
25
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
Figura 1. 9 - Struttura di definizione dei progetti riguardanti le reti di distribuzione.
Infine è da osservare che tale documento dal punto di vista degli esborsi economici va ad
affiancarsi al Sesto Programma Quadro dell’UE (per il periodo 2002-2006, poi sostituito dal
Settimo Programma Quadro valido per il periodo 2007-2013) con il quale molti programmi
e progetti hanno beneficiato di una delibera del Parlamento europeo che, assieme alla
Comunità scientifica ed al mondo industriale, ha deciso di unire gli sforzi per creare uno
" spazio europeo della ricerca (SER) " dotato di una forte dimensione internazionale che
permettesse uno scambio di informazioni, con le quali si è riusciti a giungere alla possibilità
di ottenere soluzioni più innovative e coordinate.
1.6
LA FUTURA RETE “SMART”
Da quanto previsto in questi documenti è quindi comprensibile che la struttura di rete
radiale sarà costretta a sostenere una notevole “ristrutturazione” dal momento che finora è
stata studiata e utilizzata negli anni pensandola passiva e soggetta ad un flusso di energia
unidirezionale (dalle centrali verso le utenze, ovvero, anche economicamente, l’unico
rapporto che si poteva avere era quello del produttore che vendeva il proprio prodotto
“energia” al consumatore), mentre in futuro si cercherà di renderla molto più magliata ed
intelligente.
Un importante aspetto delle reti attuali è quello che vede le centrali elettriche,
fondamentalmente di tipo termoelettrico, poste a notevoli distanze dagli utenti mentre
“nuova” e sempre maggiore presenza di GD fa si che la generazione stessa si avvicini molto
alle utenze, con una inevitabile riduzione delle perdite, ad esempio, ma un aumento delle
difficoltà sotto altri aspetti, quali possono essere il problema del flusso inverso o del
controllo.
A questo si aggiunge che da una parte la GD contribuisce notevolmente a raggiungere gli
obiettivi posti a livello europeo principalmente per quanto riguarda il raggiungimento della
soglia del 20% di produzione di energia da fonte rinnovabile entro il 2020, ma dall’altro lato
la rete stessa di distribuzione attuale è di ostacolo alla diffusione della generazione
distribuita.
26
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
È allora abbastanza facilmente intuibile che il collegamento di GD alla rete di
distribuzione sta cambiando sempre più la struttura della rete principalmente quella della
produzione dell’energia. Questo, associato a nuovi programmi di Demand Side (anche ai
mercati è infatti chiesta una certa evoluzione), renderà l’utenza passiva (cliente di un
distributore di energia) molto più attiva, portando così il sistema ad avere produttori,
consumatori e una nuova figura nel mercato: quella del produttore/consumatore, anche noto
come prosumer.
Figura 1. 10 - Rete Attuale Verticalmente Integrata.
In questo contesto è nata nel 2006, nell’ambito della “Vision and Strategy for Europe’s
Electricity Networks of the Future”, la già citata “European Smart Grids Technology
Platform (ETP)” con lo scopo di essere una piattaforma in grado di permettere una comune
visione della rete europea al 2020 ma anche oltre, a cui si affianca il Libro Verde “A
European Strategy for Sustainable, Competitive and Secure Energy” (2006), con cui la
Comunità Europea ha voluto evidenziare gli obiettivi principali della politica energetica che
si era prefissata riguardanti la sostenibilità, la competitività e la sicurezza degli
approvvigionamenti.
Le mete fissate non possono che essere raggiunte andando a valutare anche l’aspetto
economico legato ai nuovi mercati che dovranno nascere, oltre all’aspetto tecnologico.
È, infatti, chiaro che nel prossimo futuro le reti avranno il compito di alimentare tutti i
consumatori con criteri di convenienza e allo stesso tempo soddisfare quelli richiesti per una
buona power quality. La presenza nelle reti attive del futuro della GD con un grado di
penetrazione molto elevato, fa si che vi sia uno stimolo a essere in grado di sfruttare tale
aspetto caratteristico a proprio vantaggio, cercando di fare si che la Smart Grid favorisca la
gestione della rete stessa e al contempo permetta una migliore integrazione degli utenti che si
vedono arrivare segnali di prezzo presso la propria utenza e un prodotto energia di elevata
qualità.
27
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
È possibile dire che le Smart Grids nascono quindi come un programma futuristico di
ricerca e sviluppo che mira a soddisfare le richieste europee andando a concentrarsi sulla rete
di fornitura dell’energia. Tali reti, andando a sfruttare le più recenti tecnologie di rete,
permettono di andare ad aumentare il trasferimento di potenza, di ridurre le perdite di energia
e aumentare l’efficienza della fornitura, mentre le nuove tecnologie in campo elettronico informatico permetteranno una migliore gestione della qualità della fornitura oltre che del
controllo.
Gli sforzi in campo di ricerca e sviluppo che bisogna intraprendere è quindi oramai chiaro
che debbano essere fatti tenendo ben presenti gli aspetti economici, tecnici e di
regolamentazione.
I benefici portati dalle nuove tecnologie avranno un effetto positivo per i cittadini europei
e per gli affari internazionali. Basta, infatti, pensare all’aumento dell’occupazione che è un
problema che ultimamente affligge la nostra società: vi saranno possibilità lavorative giacché
si richiederanno nuove figure con competenze in grado di bene interpretare le nuove
tecnologie che saranno attuate.
Ci sarà poi la nascita di un mercato ancora più liberalizzato che permetterà all’utente, ora
passivo, di inserirsi attivamente negli scambi, magari con la nascita di quello che potrebbe
essere un nuovo mercato dei servizi ancillari, in cui l’utente potrebbe ad esempio trovare
giusta remunerazione se viene a presentare una caratteristica di carico/generazione piatta (più
facilmente gestibile da DSO), o se dovesse “fornire” potenza reattiva così da partecipare alla
regolazione della tensione. Oltre ad un flusso bidirezionale di energia quindi, le nuove reti
Smart avranno la necessità di avere anche un flusso bidirezionale d’informazioni.
1.7
CARATTERISTICHE DELLE SMART GRID
Per fronteggiare le richieste che sono indirettamente fatte alle reti, è necessario che le
stesse diventino appunto “intelligenti”. Questa denominazione è data anche a proposito del
fatto che assomiglieranno molto più all’attuale rete internet, con molti nodi, alcuni più
importanti di altri secondo il ruolo che essi vengono ad avere.
In questa nuova situazione nasce, come detto, anche la nuova figura del prosumer (unione
di producer e consumer). Questo è quel tipico utente, una volta passivo, che ora si trova a
gestire anche una certa potenza generata e che sceglierà la via di interfacciarsi con la rete e al
contempo col mercato dell’energia in maniera attiva. Una possibile definizione per una rete
di tipo Smart è allora:
“rete elettrica che può integrare intelligentemente il comportamento e le azioni che sono ad
essa connessi quali produttori, consumatori e produttori/consumatori (prosumer) con lo
scopo di fornire un efficace approvvigionamento elettrico sostenibile, economico e sicuro”
Essa dovrà far sì che:
Vi sia una maggiore facilità di connessione e lavoro di generatori d’ogni tipologia e
taglia;
Vi sia la possibilità per tutti i soggetti di partecipare alle operazioni d’ottimizzazione
del sistema;
28
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
Vi siano maggiori informazioni verso i consumatori di modo che abbiano più
possibilità di scelta circa la fornitura;
Vi sia un’importante riduzione dell’impatto ambientale legato al sistema elettrico;
Si possa mantenere o se possibile aumentare il livello attuale d’affidabilità, qualità e
sicurezza del sistema;
Si mantenga o si aumenti l’efficienza dei servizi;
Si favorisca l’integrazione di un mercato europeo;
Questo però non significa che la rete attuale sarà stravolta, ma si può affermare che in
gran parte sarà mantenuta uguale ad ora (soprattutto perché l’attuale rete di trasmissione
italiana, nel nostro caso, ha già un livello di “smartizzazione” elevato), mentre ciò che
cambierà è innanzitutto la mira ad una maggiore efficienza ed efficacia dal punto di vista
economico (in altre parole dei costi).
Figura 1. 11 - Rete Futura “Smart Grid”.
A riguardo del coinvolgimento dell’utente nella gestione tecnico-economica della rete, è
importantissimo il ruolo che vengono ad avere gli smart-meter. Questi non sono semplici
“contatori d’energia” com’erano i primi installati, ma sono dei misuratori elettronici in grado
anche di permettere uno scambio d’informazioni tra gestore e utente.
A detta di molti, l’installazione degli smart-meter è un passaggio fondamentale per il
raggiungimento dell’obiettivo di definire una rete smart. Da questo punto di vista l’Italia ha
un ruolo principe visto che risulta essere l’unica nazione che ha già attuato la completa
sostituzione della vecchia strumentazione con le nuove tecnologie smart. È però erroneo
pensare che smart grid significhi solamente smart-metering, infatti, è importantissimo
ricordare che lo smart-meter è solo uno dei fattori, dei passi, da considerare per la
“ristrutturazione” della rete al fine di farla diventare smart. Questo è ben descritto dalla
Figura 1.12.
29
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
Figura 1. 12 - Elementi del Sistema Elettrico.
In Figura 1.12 si evidenzia allora come, idealmente è possibile avere una smart grid a
prescindere dagli smart-meter, i quali forniscono però un grosso aiuto alla definizione della
rete smart oltre al fatto che permettono essi stessi, una riduzione delle emissioni in
correlazione ad adeguate politiche economico-legislative.
1.8
CONCLUSIONI
Il turbinio di scelte che stanno interessando ed interesseranno nel prossimo futuro il
sistema elettrico e tutta la società europea, non sarà legato solamente ad una variazione della
struttura e gestione della rete ma anche a nuove strutture di mercato che spingeranno i paesi
a sviluppare tecnologie innanzitutto in ambito smart metering a cui vanno aggiunte le nuove
spinte verso veicoli ibridi o elettrici.
Dopo una prima fase che ha portato da una struttura verticalmente integrata e una
gestione secondo modelli di mercato, ora i paesi europei, stanno entrando in una seconda
fase in cui le reti, in primo luogo quelle di distribuzione, stanno per essere ripensate così che
si abbia un passaggio da reti passive ad attive.
In questa scena rivoluzionaria è chiaro che il ruolo principe sarà delle autorità di
regolamentazione che dovranno lavorare per permettere una struttura di rete cosiddetta
intelligente, a cui va però affiancato il fatto che gli utenti devono diventare consci che è una
grossa opportunità quella che gli viene proposta e non devono mancare l’occasione di
sfruttare nuovi livelli di innovazione, andando a modificare i propri impianti di produzione e
i propri consumi. Ruolo di rilevanza tecnologica sarà svolto dall’ICT e dalle normative
tecniche che dovranno facilitare il cambiamento, oltre che per ciò che riguarda l’ambito
elettrotecnico, anche e soprattutto per ciò che concerne le comunicazioni per la definizione
di tecnologie di tipo aperto e non proprietario.
La necessità di ricorre a protocolli non proprietari ma di tipo aperto deriva dal fatto che è
necessario un coinvolgimento totale degli utenti se si vuole sfruttare al massimo le
potenzialità che derivano dalla smartizzazione. Sotto quest’aspetto è da dire che l’Italia si è
mossa per tempo con la pubblicazione della Delibera ARG/elt 39/10 che prevede, tra l’altro,
la necessità di apertura dei protocolli di comunicazione nelle Smart Grids (protocolli di
comunicazione di pubblico dominio), così che l’utente non venga a sostenere costi non
necessari. Con la stessa delibera l’Authority ha poi avviato una sperimentazione basata su
30
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
dei progetti pilota finanziati attraverso un sistema di incentivi, questo perché si è ritenuto che
i sistemi dovessero evolvere verso un sistema gestito in modo attivo, di modo che si possa
avere maggiore possibilità di connettere GD, introduzione di sistemi di controllo dei carichi
e di maggiori opportunità per gli utenti finali. Per raggiungere tali scopi è indispensabile la
presenza di sistemi di comunicazione che si affianchino e completino le reti elettriche.
31
CAPITOLO 1
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
32
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
2.1
GENERALITÀ
L’Italia, come tutti i paesi della Comunità Europea, deve fronteggiare la dura corsa al
raggiungimento degli obiettivi del “20-20-20” legati alle emissioni di gas climalteranti. Del
30-35% di aumento della produzione di energia da fonte rinnovabile citato al Capitolo 1.4 il
contributo italiano per il raggiungimento degli obiettivi europei è:
Per i settori non ETS, la riduzione del 13% delle emissioni di gas serra, rispetto il
2005;
Il 17% dei consumi finali, al 2020, deve essere coperto da fonti rinnovabili;
Infine si mantiene il vincolo di riduzione del 20% dei consumi di energia primaria;
Questi traguardi sono molto ambiziosi ma non per questo non raggiungibili. Come visto,
essi portano con sé notevoli vantaggi (occupazione, impatto ambientale, riduzione della
dipendenza da paesi esteri per ciò che riguarda il soddisfacimento dei consumi energetici)
che possono essere ottenuti più facilmente attraverso le reti intelligenti individuate come uno
degli elementi chiave del pacchetto “20-20-20”. Una stima di ENEL S.p.A. ha portato alla
definizione della Figura 2.1.
Figura 2. 1 - Ipotesi di Enel S.p.A. circa il contributo delle Smart Grids alla riduzione di CO 2 in Italia.
Gli obiettivi di riduzione dell’impatto ambientale, ovvero di riduzione delle emissioni di
gas inquinanti e climalteranti, oltre alle forti oscillazioni dei prezzi delle fonti tradizionali (in
primis petrolio, gas e carbone), hanno fatto si che nel tempo diventasse più problematico
andare a soddisfare le richieste di energia degli utenti.
È all’interno di questo scenario che l’Italia si trova a lavorare, così come il resto
dell’Europa e del Mondo, ed è in questo contesto che sono nati progetti di cambiamento,
ristrutturazione a ampliamento del sistema elettrico; come detto, innanzitutto la generazione
sta passando da centralizzata in grossi siti a distribuita e di taglia medio piccola su tutto il
territorio e si sta diffondendo in contemporanea la volontà si avere reti intelligenti.
33
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
Il sistema è allora costretto ad evolvere in quanto la grande penetrazione di GD sul
territorio comporta inevitabilmente dei grossi problemi legati alla gestione passiva della rete
che è stata fatta finora, oltre a problemi legati alle protezioni, ai valori delle correnti di
guasto, ecc.
La già citata EEGI ha spinto il settore italiano principalmente su due fronti:
La gestione avanzata della Generazione Distribuita da fonti rinnovabili:

Aumento della capacità della rete di acquisire GD attraverso la capacità degli
stessi utenti di GD a fornire servizi ancillari e a regolare la tensione (ed è
proprio in quest’ambito che nasce il parametro meglio noto come Hosting
Capacity);

Revisione dei criteri di collegamento della GD, di telecomunicazione con tutti i
nodi principi di MT, sicura gestione dei funzionamenti tipo islanding, sistemi
avanzati di controllo della tensione, dei flussi di potenza e dei sistemi
d’accumulo;
L’infrastruttura integrata d’ICT (Information and Communications Technology):
ovvero si prevede la creazione di un sistema di telecomunicazione sulla rete elettrica
di tipo always on (a banda larga) che permetta funzioni SCADA (Supervisory
Control And Data Acquisition) per la gestione della rete, attraverso l’installazione di
nuovi sensori, attuatori e apparecchiature intelligenti;
Per ottenere tali evoluzioni le reti di distribuzione italiane devono necessariamente
avvicinarsi per somiglianza alle reti di trasmissione che, in Italia, sono completamente
automatizzate e controllate, tanto da permettere uno scambio di informazioni con gli utenti
della rete: la voglia di agire ha così portato a concentrarsi sul rendere attive le reti di
distribuzione di media tensione.
Per quanto riguarda il nostro Paese, è possibile dire che sia il sistema di trasmissione che
quello di distribuzione sono di un livello superiore rispetto al resto d’Europa (in particolare
la rete AT e AAT italiana è di tutta rilevanza); mentre la rete AT è già una rete cosiddetta
intelligente, contrariamente al resto d’Europa, saranno le reti MT e BT, seppur non così
male, ad essere oggetto di studi, in quanto nuovi generatori possono essere facilmente
collegati alla rete AT senza molti inconvenienti, mentre ve ne possono essere di più a livelli
di tensione più bassi, dove vedremo che si presentano problemi notevoli (evidenziati nello
specifico nella Delibera ARG/elt 25/09 e poi nella successiva Delibera ARG/elt 223/10, ma
sollevati già a partire dalla Delibera ARG/elt 160/06) quali la variazione del profilo di
tensione, la violazione dei limiti termici delle linee, il funzionamento in islanding, ecc.
Per concludere un rapido quadro della situazione, è da dire infine che attualmente l’Italia
ricopre a livello europeo un ruolo di riferimento per ciò che concerne la regolazione
incentivante della PQ, i meccanismi di mercato finalizzati all’incentivazione dell’efficienza
energetica e per la diffusione del sistema di gestione delle informazioni quale lo smart
metering (unica nazione ad aver sostituito più di 30 milioni di contatori elettromeccanici con
i nuovi smart meter).
Per far fronte agli impegni presi dalla Comunità Europea (soprattutto il miglioramento
della sicurezza della PQ, attenzione alla riduzione dell’impatto ambientale e sviluppo
efficiente delle infrastrutture), il nostro Paese, in qualità di membro della UE, e nelle veci
34
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, sta cercando di adottare delle metodologie di
regolazione anche attraverso sistemi di incentivazione per gli investimenti. In quest’ambito
l’Authority è intervenuta in particolare con la Delibera ARG/elt 39/10, di notevole rilevanza
non solo a livello nazionale ma mondiale, perché con questo documento si sceglie di
finanziare dei progetti pilota sulle Smart Grids sulla base di un rapporto costi benefici, allo
scopo di rendere più efficienti e flessibili le reti di distribuzione, favorendo al contempo la
produzione di energia da fonte rinnovabile.
Gli 8 progetti selezionati sono stati ammessi ad un particolare regime incentivante, come
previsto dalla Delibera ARG/elt 348/07, che prevede una remunerazione sul capitale con un
tasso al 7% più un 2% per 12 anni.
Nonostante tali progetti dimostrativi siano di dimensioni limitate, essi si muovono proprio
nella direzione suggerita dalla Comunità Europea (attraverso la EEGI), ovvero passare da
una fase di progetti teorici studiati in laboratorio, ad una fase di sperimentazione sul campo
con utenti e reti reali. Gli studi sono riferiti a reti di MT perché gran parte della produzione
di energia rinnovabile sul territorio italiano (circa il 75%) è prodotta su tali reti, dove
vengono così a trovarsi anche la maggior parte dei problemi. Questa sperimentazione con
progetti dimostrativi risulta essere fondamentale per capire se i benefici che derivano da
certe scelte che si vorrebbero attuare sono tali da giustificare i costi che queste scelte
porterebbero a sostenere5.
Tra tutti questi aspetti positivi esistono però anche dei punti dolenti per il nostro Paese,
che riguardano la Generazione Diffusa (come viene in altro modo chiamata la Generazione
Distribuita) che caratterizza le reti di BT e MT e che porta con sé non poche criticità, legate
all’inversione di flusso e alle protezioni attualmente installate. Ancora una volta è risultata
risolutiva (o potenzialmente tale) la Delibera ARG/elt 25/09 prima e la ARG/elt 39/10 poi,
che ha preso in considerazione una possibile evoluzione delle reti di distribuzione.
Osserviamo infine che nel lungo periodo la sperimentazione dovrà essere estesa anche
alle reti in BT (già lo si è iniziato a fare con delle analisi riportate nella Delibera ARG/elt
223/10) dove sono connessi molti più utenti e su tali reti si cercherà di esaltare le innovazioni
portate dell’investimento fatto con lo smart metering. L’Authority ha previsto a tal proposito
l’obbligo di prezzi biorari dell’energia a partire dal luglio 2010 così da introdurre un prezzo
che rispecchi i costi sostenuti e ai clienti pervenga un segnale sulle scelte di consumo.
Si può allora concludere che la necessità di effettuare cambiamenti strutturali delle reti
elettriche per un passaggio verso un modello Smart Grid necessita l’attuazione di un sistema
normativo e regolatorio chiaro, in grado di incentivare e appoggiare gli interventi necessari.
Da questo punto di vista il nostro Paese si è mosso su tre distinti livelli:
Un livello di regolazione all’accesso alle reti: Delibera ARG/elt 125/10;
Un livello riguardante le modalità di cessione del prodotto energia: Delibera
ARG/elt 74/08;
Un livello riguardante l’incentivazione applicabile a determinate forme di
produzione e distribuzione del prodotto energia elettrica: Delibera ARG/elt 39/10;
5
Tale sperimentazione risulta ancora più importante in seguito alla pubblicazione della Delibera ARG/elt 56/10 con la quale si
svincolano gli utenti dagli ostacoli che vi erano per la predisposizione di un punto di ricarica per veicoli elettrici presso le
abitazioni.
35
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
2.2
LA GENERAZIONE DISTRIBUITA
Iniziamo parlando di quella che risulta essere una delle cause di questo stravolgimento
che sta affrontando e dovrà affrontare il sistema: la Generazione Distribuita.
Ai sensi della Delibera ARG/elt 223/106 sul monitoraggio della GD sul territorio all’anno
2009, si definisce Generazione Distribuita:
“l’insieme degli impianti di generazione con potenza inferiore a 10MVA”
Una visione negativa del fenomeno è tipica dei distributori i quali tendono a non vedere
in modo positivo la GD, continuando a sottolinearne gli aspetti legati ai rischi che essa porta
e ai costi elevati, tralasciando invece il fatto che essa può portare anche a riduzione delle
perdite, riduzione dei buchi di tensione, miglioramento della qualità del servizio, ecc.
Fortunatamente però il nostro sistema di distribuzione è di primo livello. Esso ha, infatti,
raggiunto negli anni, grazie ad interventi quali l’adozione del neutro compensato, il
telecontrollo e l’automazione delle reti, un’affidabilità notevole ed un’eccellente qualità del
servizio. La decisione presa di attuare delle modifiche è stata spinta, ancora una volta, per
incentivare lo sfruttamento delle fonti rinnovabili che hanno però portato con sé uno
stravolgimento del sistema in quanto questo è stato pensato in un’ottica di flussi
unidirezionali.
L’impatto più importante che la GD viene ad avere sul sistema elettrico, al di là
dell’aspetto tecnico, è quello che vede un notevole aumento dei costi di incentivazione7, di
investimento, di manodopera e manutenzione, oltre ai costi di produzione del resto del parco
impianti (che non conoscono la produzione dei generatori distribuiti sul territorio).
Quest’ultimo aspetto è molto rilevante in quanto è necessario disporre di una adeguata
capacità programmabile che permetta di soddisfare il carico anche quando i carichi
intermittenti (di solito quelli da FER) non sono in grado di coprire la richiesta. È chiaro
allora che i costi di produzione di questi impianti con capacità programmabile tendono a
salire dal momento che è molto facile scivolare in un problema di sovradimensionamento
dell’impianto che poi è chiamato a produrre un numero molto limitato di ore in un anno.
Similmente a quanto accade per i costi di produzione, aumentano anche i costi legati alla
previsione della riserva rotante che va pensata in quantitativi maggiori. Analogamente a
prima, il dovere andare a preveder un aumento della riserva rotante a causa
dell’intermittenza dei generatori da FER, porta con sé un aumento dei costi anche legati al
fatto che un aumento della riserva implica un aumento di impianti tradizionali che lavorano a
carico parziale, sempre pronti a saldare il gap di potenza chiesta. Ultimo importante aumento
dei costi è dato dallo sbilanciamento provocato dalla generazione aleatoria apportata dalle
FER.
In tutto questo contesto la GD è però anche l’unica via percorribile per raggiungere gli
obiettivi di incremento della produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile e di
riduzione delle emissioni di gas climalteranti. La GD, intesa come generazione da fonte
6
Definizione identica viene data nelle Delibere AEEG precedenti: ARG/elt 81/10 per gli anni 2007-2008, ARG/elt 25/09 per
l’anno 2006, ARG/elt 328/07 per l’anno 2005, ARG/elt 160/06 per l’anno 2004.
7
Il famoso Conto Energia introdotto con la Direttiva 2001/77/CE, recepita dal nostro governo col Decreto Legislativo 387/2003
e poi rivisto con il Decreto Ministeriale del 6 Agosto 2010.
36
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
rinnovabile (compresa la microgenerazione8 a livello di rete di distribuzione), porta con sé
numerosi vantaggi dal punto di vista delle reti elettriche, oltre al beneficio sull’impatto
ambientale già accennato.
Tra i tanti aspetti positivi i più importanti sono:
La disponibilità d’energia pulita a costi marginali nulli o quasi;
Diminuzione delle perdite di trasmissione: il fatto di avere una produzione d’energia
in prossimità delle utenze sempre maggiore, permette di andare a ridurre il
vettoriamento d’energia, con una conseguente riduzione delle perdite e al contempo
facendo sì che siano meno urgenti gli interventi di sviluppo sulla rete (di solito
molto costosi);
Un ultimo grosso vantaggio è quello di avere, sparse per la rete, delle isole di
produzione e carico che sono in grado d’autosostenersi anche in caso d’importanti
guasti sulla rete primaria;
Chiaramente la GD ha anche numerosi svantaggi, infatti, la connessione alla rete di
distribuzione MT di molti impianti da fonte rinnovabile quali impianti eolici o fotovoltaici,
ha portato ad un notevole stress gli ormai vecchi modelli di rete elettrica (non in grado di far
fronte ad elevati flussi di energia bidirezionali) sia da un punto di vista delle protezioni che
della capacità di trasporto.
Questi sono legati a tre aspetti fondamentali:
Produzioni intermittenti d’energie, non modulabili e di cui non è possibile prevedere
l’andamento. Questo ha fatto sì che aumentassero sempre più i problemi di gestione
dei flussi di potenza e dei margini di riserva per far fronte alle fluttuazioni sempre
più ingenti del carico;
Sviluppo dei mercati elettrici nei paesi industrializzati, con la conseguente
dismissione degli oramai datati sistemi integrati di produzione e trasmissione;
L’aumento dell’energia trasportata, in relazione ad uno sviluppo della rete che
invece non ha seguito lo stesso trend di crescita, ha portato la rete a lavorare al limite
della propria capacità. Questo chiaramente porta con sé notevoli disservizi, con
conseguenze talvolta rilevanti;
A questi primi tre aspetti negativi, si aggiunge che essa determina anche dei grossi
problemi alla rete da un punto di vista strettamente tecnico, infatti, la connessione alla rete di
un impianto di GD può determinare:
Incremento dei livelli di corrente di cortocircuito e la perdita di selettività delle
protezioni (o scatto intempestivo in cabina primaria);
8
Ai sensi del Decreto Legislativo n. 20/07, per microgenerazione si intende l’insieme di impianti di potenza fino a 50 kW.
37
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
Figura 2. 2 - Generatore contribuisce alla corrente di cortocircuito e determina perdita di selettività con scatto
intempestivo in cabina primaria.
Problemi con la regolazione della tensione: difficoltà nel mantenimento dei profili di
tensione al variare dei flussi immessi nella rete;
Figura 2. 3 - Problemi di variazione del profilo di tensione in una rete con GD (blu) rispetto a rete passiva (rossa).
Possibili formazioni di isole indesiderate (islanding) qualora il flusso di potenza sia
diretto verso il trasformatore di cabina e al contempo le protezioni, ad esempio in
AT, aprano;
Figura 2. 4 - Nascita dell’islanding.
Tale fenomeno può portare rischi alla sicurezza di funzionamento, sulla ricerca dei
tratti guasti, sulla PQ e su possibili sfasamenti che complicano una richiusura
eventuale delle protezioni.
Possibilità di transitori elettromeccanici e di fenomeni di instabilità dinamica dei
generatori rotanti;
Possibilità di inversione di flusso;
38
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
Figura 2. 5 - Nascita di una corrente inversa rispetto al flusso convenzionale9.
Infine è da sottolineare che la generazione distribuita ha dalla sua la possibilità di
sfruttare risorse energetiche altrimenti non utilizzabili, oltre al fatto che si è rilevata una
notevole convenienza energetica da parte della cogenerazione e una necessità d’integrazione
della capacità di trasporto della rete. A tutto ciò si aggiunge la possibilità che in futuro la GD
possa essere soggetta ad un importante sistema d’incentivazione. Essa è aiutata (e lo sarà
ancora in futuro) anche dal fatto che il singolo utente che voglia usufruire delle nuove
tecnologie in campo energetico e voglia installare presso la sua proprietà un impianto sia
esso fotovoltaico od eolico, con un certo sistema di incentivazione e la possibilità di
collegarsi alla rete qualora vi sia una sovraproduzione di energia rispetto all’uso di cui
necessita, lo può fare senza troppi problemi. In questo modo è possibile una più semplice
localizzazione dei piccoli impianti. Inoltre la GD ha il grossissimo vantaggio di avere tempi
d’installazione molto ridotti e questo aumenta la sua incisività se si considera che negli anni i
costi legati alla GD si sono ridotti a differenza di quelli di trasmissione e distribuzione che
sono cresciuti.
2.3
LA DELIBERA ARG/elt 223/10: “Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di
generazione distribuita in Italia per l’anno 2009 ed analisi dei possibili effetti della
generazione distribuita sul sistema elettrico nazionale”
In relazione alla GD, importante risulta la Delibera ARG/elt 223/10 che ha approvato il
documento riguardante il monitoraggio dello sviluppo degli impianti di GD presenti sul
territorio nell’anno 2009 ed in cui si evidenzia in breve che, nonostante la GD sia un
fenomeno in costante crescita sul territorio, è difficile andare a valutare in modo omogeneo
dati relativi alla diffusione della stessa e alla penetrazione degli impianti, in quanto una
definizione accurata di GD ancora non esiste.
Come detto precedentemente, al fine di effettuare il monitoraggio, l’Autorità viene a
definire come Generazione Distribuita quell’insieme di impianti di generazione di potenza
nominale inferiore a 10 MVA, secondo quanto definito nella prima Delibera pubblicata
(ARG/elt 160/06) in materia di monitoraggio della GD sul territorio mentre, un caso
particolare di GD è la piccola generazione (PG) che è invece definita come l’insieme di
produzione d’energia elettrica con una capacità di generazione fino ad 1 MW. In questo
modo si è riusciti a considerare nella GD e PG numerosi impianti per la produzione
9
La corrente assorbita o immessa in un nodo dipende dalla potenza prelevata o iniettata dall’utenza e dalla tensione del nodo.
All’aumentare della potenza PA, la generazione connettibile nel nodo aumenta in quanto serve più potenza per compensare il
carico.
39
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
d’energia elettrica, tutti caratterizzati dall’avere produzioni di taglia medio-piccola e
connessi alla rete di distribuzione10.
Dai dati disponibili (Tabella 2.1) è risultato che nel 2009 risultavano installati 74.348
impianti di GD (con un aumento rispetto al 2006 di più del 2700%, e questo a causa del solo
fotovoltaico che è passato dall’avere 14 impianti sul territorio nel 2006, a ben 71.258 nel
2009) per una potenza efficiente lorda complessiva pari a 7,509 GW, corrispondente a circa
il 6,3% della potenza efficiente lorda del parco elettrico di generazione nazionale: dati
comunque, oggettivamente, condizionati dall’entrata in vigore nel 2005 del Conto Energia
che permetteva una notevole incentivazione delle fonti rinnovabili, in primis proprio la
tecnologia fotovoltaica.
La produzione lorda si è invece attestata a 22,9 TWh (Figura 2.6), corrispondente a circa il
7,8% della produzione nazionale lorda di energia che è di 292,64 TWh11 (in calo del 7%
circa rispetto al 2006). Il documento evidenzia anche che il settore della GD non ha avuto
grossi stravolgimenti in quell’anno anche se è rilevabile una continua crescita, rispetto gli
anni precedenti.
Tabella 2. 1 - Dati relativi la GD nel 2009.
Idroelettrici
Biomasse, Biogas e
Bioliquidi
Rifiuti Solidi Urbani
NUMERO
IMPIANTI
POTENZA
EFFICIENTE
LORDA [MW]
PRODUZIONE
LORDA [MWh]
1.958
2.664
321
553
PRODUZIONE NETTA [MWh]
Consumata in
loco
Immessa in rete
10.385.249
446.037
9.785.388
2.514.359
197.254
2.208.777
41
172
635.966
129.026
456.799
Fonti Non Rinnovabili
618
2.364
7.475.586
4.861.962
2.364.248
Ibridi
19
83
309.197
163.437
135.673
Totale
Termoelettrici
999
3.173
10.935.108
5.351.678
5.165.497
3
24
165.906
0
155.800
130
506
774.299
0
766.553
Fotovoltaici
71.258
1.143
676.481
246.836
429.577
TOTALE
74.348
7.509
22.937.042
6.044.551
16.302.815
Geotermoelettrici
Eolici
10
Alla data di pubblicazione della Delibera, erano rimasti esclusi gli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a
20 kW.
11
Si intende potenza efficiente lorda dell’impianto la massima potenza elettrica ottenibile per una durata di funzionamento
sufficientemente lunga, supponendo tutte le parti dell’impianto in completa efficienza e in condizioni ottimali.
Si parla invece di produzione lorda dell’impianto per identificare la quantità di energia elettrica prodotta e misurata ai morsetti
dei generatori elettrici.
40
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
Tabella 2. 2 - Dati relativi la GD nel 2006.
Idroelettrici
NUMERO
IMPIANTI
POTENZA
EFFICIENTE
LORDA [MW]
PRODUZIONE
LORDA [MWh]
1.754
2.051
6.661.142
PRODUZIONE NETTA [MWh]
Consumata in
loco
Immessa in rete
445.689
6.111.716
Biomasse e Rifiuti
257
266
1.986.785
160.733
1.749.615
Fonti Non Rinnovabili
496
1.169
4.240.173
3.064.753
1.040.244
Ibridi
16
39
144.278
78.676
49.901
Totale Termoelettrici
769
1.675
6.371.236
3.304.162
2.839.760
Geotermoelettrici
0
0
0
0
0
Eolici
94
303
459.491
68
457.356
Fotovoltaici
14
7
2.294
16
2.239
2.631
4.036
13.494.162
3.749.936
9.411.071
TOTALE
Un altro aspetto di importante conoscenza è quello che riguarda le fonti energetiche
utilizzate nella produzione di energia elettrica da GD.
Nel documento in allegato alla Delibera si evidenzia infatti che più del 65,7% della
produzione di energia elettrica da impianti sotto i 10 MVA è dovuta ad impianti alimentati
da fonti rinnovabili, di cui il 45,3% da sola fonte idrica (Figura 2.6), a differenza di uno
scenario a livello nazionale (Figura 2.7) dove la produzione lorda di energia elettrica da fonti
energetiche non rinnovabili rappresenta il 76,3% del totale, mentre tra le rinnovabili, il posto
di leader continua ad averlo il settore idroelettrico con il 18,3% (escluso il pompaggio). Nel
campo della PG la produzione da fonti rinnovabili è invece di poco superiore al 93,9% del
totale.
10,96
45,28
32,59
2,77
Idroelettrici
Geotermoelettrici
1,35 0,72 2,95 3,38
Eolici
Ibridi
Fotovoltaici
Rifiuti Solidi Urbani
Figura 2. 6 - Produzione di energia elettrica dalle diverse fonti nell’ambito della GD nel 2009.
41
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
18,3
0,2
1,8
2,2
2,6
74,9
Fonti Non Rinnovabili
Biomasse e Rifiuti
Eolica
Solare
Geotermica
Idrica
Figura 2. 7 - Produzione d’energia elettrica da diverse fonti
nell’ambito della generazione nazionale totale nel 2009.
Dal confronto della produzione d’energia elettrica a livello nazionale degli anni 2006 e
2009, si nota subito dai dati riportati, che nel 2006 (Delibera ARG/elt 25/09) vi era una
scarsissima presenza, in ambito di GD, della produzione da impianti eolici e fotovoltaici.
Questa esigua presenza sul territorio di impianti di questo tipo viene spiegata come dovuta
alle grosse dimensioni di un impianto eolico rispetto ad una di GD, e al fatto che, nel 2005,
ancora non vi erano grossi effetti del programma di incentivazione per quanto riguarda gli
impianti fotovoltaici, cosa che invece, nel diagramma relativo al 2009, si vede aver avuto
notevoli conseguenze sull’incremento soprattutto degli impianti fotovoltaici.
31,42
49,36
14,72
3,41
1,07
Idroelettrici
Geotermoelettrici
0,00
Eolici
Ibridi
0,02
Fotovoltaici
Biomasse e Rifiuti
Figura 2. 8 - Produzione d’energia elettrica da diverse fonti
nell’ambito della generazione nazionale totale nel 2006.
Altri aspetti importanti riguardano:
L’autoconsumo: nella GD, l’energia prodotta e consumata sul posto è molto elevata
nel caso di impianti alimentati da fonti non rinnovabili, mentre la produzione da
fonti rinnovabili è in piccola parte adibita ad autoconsumo, ad eccezione degli
impianti fotovoltaici per cui l’energia consumata sul posto risulta essere pari al
36,5% di quella prodotta;
42
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
La localizzazione degli impianti: alla data di pubblicazione della Delibera, gli
impianti di GD venivano installati prevalentemente per:

Alimentare carichi in gran parte in prossimità del sito di produzione
dell’energia elettrica, spesso con assetto cogenerativo così da sfruttare anche il
calore utile;

Sfruttare le fonti energetiche primarie presenti sul territorio e non utilizzabili in
altro modo;
La destinazione dell’energia elettrica immessa: complessivamente il 71% circa
dell’energia elettrica che viene prodotta in ambito GD viene poi immessa in rete. Di
questo 71%, una parte è diretta al mercato (46,2%), mentre la restante parte è ritirata
in via amministrativa. Analizzando i livelli di tensione interessati, la Figura 2.9
evidenzia uno degli aspetti che a noi interessano di più, ovvero che più del 73%
dell’energia elettrica viene immessa in media tensione, ma è in crescita quella
immessa in AT e AAT;
0,9
0,3
3,3
22,1
73,4
AAT
AT
MT
BT
Non Disponibile
Figura 2. 9 - Ripartizione dell’energia elettrica immessa dagli impianti di GD,
per livello di tensione di connessione.
È la stessa Autorità a dichiarare nel 2009, con riferimento ai dati del 2006 (Delibera
ARG/elt 25/09), che è molto probabile assistere ad un aumento negli anni che sarebbero
succeduti, dei livelli di diffusione della GD, soprattutto con riferimento alle fonti rinnovabili
(e agli impianti cogenerativi) che sono viste favorevolmente da un punto di vista politicoeconomico, dall’attuale società, a livello nazionale ed europeo (anche per effetto del sistema
di incentivazione). Dai dati pervenuti solo un anno dopo con la Delibera n°223/10, in
relazione al monitoraggio della GD all’anno 2009, si può vedere come ciò sia effettivamente
avvenuto e anzi, confrontando gli ultimi dati con quelli del 2004 e successivi (Delibere
n°160/06, n°328/07, n°25/09 e n°81/10) si nota un forte trend di crescita sia per quanto
riguarda la potenza installata che per il numero di impianti.
43
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
Trend Potenza Lorda (MW)
7509
6627
6072
3852
2004
3891
2005
4036
2006
2007
2008
2009
Numero Impianti
74348
34848
10371
2481
2004
2544
2005
2631
2006
2007
2008
2009
Sono perciò sempre più importanti le analisi riguardanti i dati sulla GD sul sistema
elettrico, così che gli interventi da attuare siano quanto più mirati ed opportuni. È sempre più
importante attuare un monitoraggio periodico della diffusione della GD, così che la crescente
espansione sia compatibile con la struttura del sistema elettrico, ottenendo un’efficienza
massima sia per ciò che concerne la produzione di energia elettrica, sia per quanto riguarda
l’integrazione degli impianti di GD e PG con la rete stessa.
44
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
2.4
LA DELIBERA ARG/elt 25/09: ”Impatto della generazione diffusa sulle reti di
distribuzione”
L’Hosting Capacity che vogliamo andare a definire con il nostro studio è definita in
particolare per la prima volta nell’Allegato A della Delibera n°25/0912. In questo capitolo si
riporta in breve lo studio pubblicato con la Delibera ARG/elt 25/09 poiché riguarda l’analisi
delle conseguenze dell’incremento della diffusione della GD e della PG nelle reti di
distribuzione e del conseguente impatto che esse hanno sulla struttura e gestione delle reti di
distribuzione d’energia elettrica in Media Tensione.
Lo studio svolto dall’Autorità in collaborazione tra il Politecnico di Milano e il CESI
Ricerca su un campione di reti di distribuzione (nello specifico 318 porzioni di rete di
distribuzione MT, ovvero 59.864 nodi pari a circa l’8% della totalità della rete – abbastanza
per poi estendere i risultati all’intera rete), ha per scopo quello di quantificare il limite
massimo di generazione distribuita installabile attraverso un’analisi nodale della
penetrazione della GD stessa sulla base di calcoli di load flow, a partire da alcune ipotesi di
natura conservativa, tra cui, fondamentalmente, la determinazione della curva cumulata di
variazione del carico all’interno di un anno di esercizio, l’ipotesi di considerare l’effetto
della regolazione della tensione sulle sbarre MT, la simulazione della GD inserendo un solo
generatore alla volta e la determinazione dell’inversione di flusso considerata a partire
dall’ipotesi che i generatori iniettino potenza massima in rete con una caratteristica di
produzione piatta, mentre i carichi sono stati divisi per categoria e a ciascuno è stato
assegnato un profilo di carico tipico per quella categoria (che potrebbero essere ad esempio
tre: utenze commerciali, utenze industriali ed utenze residenziali).
Lo studio impone poi l’ipotesi che per ciascuno dei nodi considerati si conoscano
necessariamente, alcuni importanti parametri al fine dell’indagine, quali la tensione nominale
e la sua potenza di cortocircuito o almeno la potenza nominale del trasformatore (nel caso
della cabine di trasformazione secondarie), di cui si conoscono però anche altri parametri
quali tensione di cortocircuito e le perdite nel rame. A questi dati va aggiunto che si
considerano noti anche tutti i parametri delle linee quali lunghezza, reattanza equivalente e
resistenza.
I limiti di produzione sono stati invece definiti ipotizzando un livello crescente di
penetrazione della GD, in termini di potenza, fino ad arrivare al valore massimo di
accettabilità della rete con riferimento a cinque vincoli:
INVERSIONE DI FLUSSO: intesa come il flusso di potenza sul trasformatore
AT/MT determinato come il momento in cui la potenza prodotta dalla GD supera il
valore di prelievo dei carichi della rete, considerando che il limite di tempo concesso
dalla norma CEI 0-16 è pari al 5% del tempo annuo.
Per evitare l’inversione di flusso, ovvero energia che va dalla rete MT alla rete AT,
bisogna studiare il diagramma di carico delle utenze così da capire il valore di
generazione connettibile in rete. L’inversione è in primo luogo determinata dalle
utenze stesse, per cui si suppone un cosφ pari a 0,9 e una GD che genera con profilo
12
La Delibera n°223/10 è il naturale prosieguo dello studio fatto con la Delibera n°25/09 in quanto si concentra su uno studio
dell’impatto di GD sulla BT, ma dal momento che il nostro studio si concentra sulle reti di distribuzione in MT si prende a
riferimento la Delibera n°25/09 appunto.
45
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
piatto e cosφ unitario, la potenza attiva limite di generazione è pari a quella dei
carichi.
VARIAZIONI LENTE13 DI TENSIONE: sono dovute al fatto che la connessione di
un generatore alla rete determina l’incremento della tensione in quel punto, con una
conseguente variazione del profilo di tensione, e dove va considerato che la tensione
deve rimanere sempre tra il 90% e il 110% della tensione nominale (come da
normativa EN 50160), ma che ai fini dello studio, è stato preso un range che va da
96% a 110% così da permettere un margine del 6% sulla caduta di tensione in BT
(lo si vede anche in Figura 2.11).
Il limite di potenza connettibile per variazioni lente di tensione può essere così visto
come il valore di potenza attiva erogata da un generatore che porti ad un aumento
della tensione nel punto di connessione pari a 1,1 volte il valore nominale.
VARIAZIONI RAPIDE14 DI TENSIONE: la disconnessione improvvisa di un
generatore da un nodo della rete MT o un transitorio di inserzione in parallelo
comporta una variazione di tensione nel nodo e nella linea (nel qual caso la norma
fornisce un limite di 4-6% della tensione nominale). Analogamente ciò può avvenire
con un’improvvisa alterazione di un carico passivo. Lo studio delle variazioni rapide
di tensione serve a determinare qual è la massima generazione connettibile in un
nodo di rete senza che vi sia una variazione rapida di tensione superiore ad un valore
predefinito.
LIMITI TERMICI DI TRANSITO SULLE LINEE: l’inversione di flusso causata
dalla GD può difatti comportare, lungo le linee MT, valori di corrente elevati.
Bisogna essere in grado di garantire un valore massimo della corrente di modo che
non sia superiore alla portata massima dei conduttori, in quanto questo comporta un
precoce degrado degli stessi con una conseguente riduzione delle prestazioni. Nello
studio si è considerato un valore di 250 A (limite che in generale dipende dalle
protezioni di massima corrente dei feeder) perché altrimenti andrebbe valutata la
sezione di ciascun conduttore ed il tipo di isolamento con conseguente aumento
della difficoltà di calcolo.
INCREMENTO DELLA CORRENTE DI CORTOCIRCUITO: la GD aumenta
difatti la corrente di cortocircuito che interessa la rete e che deve essere mantenuta al
di sotto del potere di interruzione degli organi di manovra – l’ipotesi fatta è di 12,5
kA – e dei dispositivi di interfaccia degli utenti. Il vincolo dato dalle correnti di
cortocircuito è un vincolo di importanza non trascurabile perché la connessione di
un impianto alla rete deve obbligatoriamente tenere in considerazione la corrente di
cortocircuito risultante, di modo che siano verificate le caratteristiche
elettromeccaniche dei componenti presenti. Questo vincolo è molto forte per
macchine di grossa taglia (superiore ai 40 MVA), mentre lo è molto meno nel caso
di macchine di taglia media o piccola, dove è più vincolante il limite legato al flusso
inverso di potenza; nel caso visto dall’Authority, con trasformatori di taglia tra 16 e
13
Per variazioni lente di tensione si intendono scostamenti della tensione all’interno di una banda pari a un ±10% della tensione
dichiarata, a seguito dell’evoluzione della richiesta di potenza in rete e dall’effetto della regolazione attuata dai variatori sotto
carico dei trasformatori. La durata dei fenomeni è nell’ordine della decina di minuti o più.
14
Per variazioni rapide di tensione si intendono brusche variazioni della tensione nell’ordine di qualche punto percentuale della
tensione nominale e della durata di qualche decina di secondi.
46
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
25 MVA il limite, legato all’inversione di flusso, è comunque superiore ai 12 MVA,
mentre per trasformatori da 40 MVA la GD installabile rimane elevata perché è
superiore ai 5-7 MVA ma è comunque minore rispetto al primo caso.
Le ipotesi riguardano il fatto che l’analisi è svolta su una topologia di rete e dati tecnici
degli elementi riguardanti un campione di rete reale. A ciò va aggiunto il fatto che i profili
orari di prelievo dei carichi alimentati sono stati ipotizzati sulla base dei profili di carico di
prelievo degli utenti finali connessi alle reti di distribuzione in MT o BT, mentre, come già
detto, il profilo di immissione è invece supposto costante in tutte le ore.
Per effettuare lo studio, è stato supposto di considerare la GD installata sulla rete come un
singolo generatore di potenza crescente fino ad un valore limite di 10 MW (limite accettato
per utenti MT dalla norma CEI 0-16).
Al fine della simulazione, per rilevare il superamento dei vincoli dati dall’inversione di
flusso e dalle correnti di cortocircuito, non conoscendo la posizione dell’impianto di
produzione a valle di una stessa cabina primaria, ciò che è stato scelto di fare è di andare ad
elevare il livello di potenza prodotta e supposta collegata alla rete di MT. Per quanto
riguarda invece gli altri limiti sono stati valutati andando a verificare nodo per nodo della
rete a valle della stessa cabina primaria il superamento degli stessi, e andando ad aumentare
la potenza prodotta dalla GD, ipotizzata connessa al nodo, finché il limite non fosse
raggiunto. Lo studio ha evidenziato in generale una buona capacità di accoglimento della GD
da parte delle reti di distribuzione italiane e che, per prima cosa, il limite riguardante
l’inversione di flusso comporta problemi che possono essere risolti andando a rivedere i
sistemi di protezione ed automazione della sezione AT delle cabine primarie. Tale
inconveniente, che potrebbe determinare problemi per il funzionamento in isola indesiderata
(islanding) e per automatismi di individuazione del guasto, mediamente permette tuttavia di
connettere una potenza compresa in un intervallo massimo che va da 1 MW a 6 MW, mentre
quasi metà delle cabine riescono ad accettare una potenza complessiva di 4 MW, come
mostrato in Figura 2.10.
Figura 2. 10 - Incremento di potenza in relazione al numero di nodi che possono accettarla
(con vincolo l’inversione di flusso).
Per quanto riguarda invece il secondo limite (l’incremento della corrente di cortocircuito),
questo non è il vincolo più stringente per la connessione di generazione distribuita in rete, e
47
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
la massima potenza installabile aumenta, tanto che nel peggiore dei casi (rete a tensione
nominale pari a 15 kV) è pari a 7,5 MW.
In relazione al limite legato alle variazioni lente di tensione, l’Autorità prevede che, in
termini pratici, con una configurazione passiva della rete, sia opportuno andare a fare
riferimento ad un valore di tensione in corrispondenza della cabina primaria che sia
opportunamente elevato così che siano compensate le cadute di tensione sulle linee e siano
rispettati i vincoli anche a fine linea; ciò ha quindi portato a considerare un range per le reti
di distribuzione MT pari a -4% e +10%.
Figura 2. 11 - Andamento della tensione sulle reti passive.15
Attraverso lo studio commissionato, si rileva che più del 75% dei nodi è in grado di
accettare una potenza massima pari a 6 MW16 (Figura 2.12).
Dal punto di vista dei limiti dati dalla variazione rapida di tensione nell’ipotesi di una
variazione massima del 6%, è possibile dire che un nodo è in grado di accettare una GD
tanto più grande, quanto più elevata è la potenza di cortocircuito al nodo stesso. Anche in
questo caso più del 70% dei nodi della rete MT è in grado di accettare una produzione
massima di 6 MW (Figura 2.13): esso risulta in ogni caso il vincolo più stringente tra quelli
studiati, soprattutto per quei nodi distanti dalla sbarra MT.
Figura 2. 12 - Incremento di potenza in relazione al numero di nodi che possono accettarla
(con vincolo di variazioni lente di tensione).
15
Osserviamo che nelle reti passive le tensioni hanno sempre andamento decrescente, in quanto i flussi attivi e reattivi di
potenza che arrivano dalla cabina primaria, attraversano le linee in modo unidirezionale arrivando fino ai carichi, determinando
lungo tale percorso, delle cadute di tensione che variano appunto le tensione rispetto quella in corrispondenza del trasformatore.
16
Non si intende 6 MW connessi in contemporanea a ciascun nodo della rete MT.
48
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
Figura 2. 13 - Incremento di potenza in relazione al numero di nodi che possono accettarla
(con vincolo di variazioni rapide di tensione pari al 6%).
Infine, considerando il vincolo termico delle linee, si è rilevata la possibilità per il 96%
dei nodi di accettare una potenza al massimo pari a 6,5 MW, senza che il vincolo di limite di
transito di corrente di 250 A fosse superato.
Figura 2. 14 - Incremento di potenza in relazione al numero di nodi che possono accettarla
(con vincolo il limite termico di transito sulle linee).
Una volta analizzato cosa comportano i tre vincoli nodali (variazioni lente di tensione,
variazioni rapide di tensione e limiti termici delle linee), è possibile unire i risultati in un
unico grafico cumulato tracciato sulla base dell’inviluppo dei tre limiti e che rappresenta la
GD connettibile in rete.
La Figura 2.15 aiuta a capire perché il limite di variazione lente di tensione è il meno
stringente dei tre, mentre gli altri due limitano fortemente la generazione connettibile su nodi
distanti dalla cabina, in particolare il limite di transito vincola la potenza connettibile a valori
compresi tra 6,5 e 10 MW.
49
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
Figura 2. 15 - Diagramma cumulato della quantità di GD connettibile con evidenziazione
dei vincoli più stringenti e limite delle variazioni rapide al 6%.
Figura 2. 16 - Diagramma cumulato della quantità di GD connettibile con evidenziazione
dei vincoli più stringenti e limite delle variazioni rapide al 4%.
In generale si può concludere che è il vincolo legato alle variazioni rapide di tensione ad
essere il limite più stringente in quanto, sia con vincolo al 4% che con vincolo al 6%, più del
40% dei nodi viola tale limitazione. Il vincolo meno stringente, anche nella situazione
peggiore di rete a 15 kV e generatori connessi alla rete senza interposizione di convertitori
statici, è invece quello legato alle correnti di cortocircuito che permettono, come detto, di
allacciare più di 5 MVA che è un valore notevole.
50
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
2.5
LA DELIBERA ARG/elt 39/10: “Incentivi a progetti pilota per promuovere lo
sviluppo delle smart grid”
Nel 2010 si è arrivati infine alla pubblicazione della Delibera ARG/elt 39/10 che è un
importante documento emesso il 30 Marzo 2010, poi intergrato a settembre dello stesso anno
che va in un certo qual modo ad affiancarsi alla Delibera ARG/elt 25/09 dal momento che, se
con la Delibera n°25 si cerca di stabilire quali sono i limiti della rete di distribuzione italiana
principalmente in relazione alla GD sita sul territorio nazionale, con la Delibera n°39/10
l’Autorità per l’energia elettrica e il gas sottolinea, una volta ancora, l’attenzione che essa
pone al progetto legato alle Smart Grids.
La Delibera ARG/elt 39/10 mira allora a modernizzare e rendere molto più efficienti,
flessibili ed intelligenti le reti di distribuzione d’energia elettrica, favorendo la produzione
d’energia da fonte rinnovabile e un aumento dell’efficienza energetica di modo da favorire
gli utenti finali.
L’obiettivo dell’AEEG, che pone in notevole posizione di avanguardia l’Italia, è quindi
rivolto a finanziare, attraverso sistemi d’incentivazione (ai sensi dell’articolo 11.4 comma d
del TIT17, si prevede un riconoscimento di una maggiorazione del tasso di remunerazione del
capitale investito pari al 2% per 12 anni, per quei nuovi investimenti nel campo dei sistemi di
automazione, protezione e controllo delle reti attive MT), progetti pilota che permetteranno a
loro volta di incoraggiare lo sviluppo delle Smart Grids che oltre a coinvolgere attivamente
tutti i soggetti, permettano di prevedere con abbondante anticipo le richieste di consumo di
modo che vi sia un bilanciamento ottimo e con flessibilità, della produzione e domanda
d’energia elettrica.
Osserviamo che attualmente uno degli obiettivi legato alla crescita di reti di distribuzione
di tipo Smart Grid è quello di andare ad accettare la connessione di un numero crescente di
GD da fonte rinnovabile. Ora come ora, gli impianti connessi possono immettere potenza in
rete senza alcun controllo da parte dei gestori di rete, sia di distribuzione che di trasmissione,
e quindi bisogna assicurarsi che questi non creino problemi alla rete, principalmente andando
a definire l’Hosting Capacity della rete stessa (questo approccio è noto in letteratura col
nome di fit and forget).
Uno dei fattori che può avere maggiore importanza in questa fase di sviluppo, per evitare
rischi alla rete, è quello che prevede un possibile ruolo del gestore della rete di distribuzione
come operatore attivo nel servizio di bilanciamento del sistema elettrico nazionale e quindi
con funzioni di dispacciamento delle utenze collegate alle reti di proprietà.
Con tale Delibera si sottolinea anche come sia da incentivare l’aumento di efficienza
energetica nel settore dei trasporti, riducendone al contempo i consumi, in accordo con la
Direttiva 2009/28/CE. Tra i modi migliori di ridurre i consumi di energia in tale settore,
alcuni prevedono il sostegno ai trasporti urbani, la pianificazione del settore e chiaramente
l’aumento delle auto elettriche prodotte, magari con un’efficienza maggiore rispetto alle
attuali. Per ottenere lo sviluppo di tale settore risultano di particolare rilevanza anche i
sistemi di accumulo, i quali portano con sé indubbi vantaggi alla rete di distribuzione, quali il
17
Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas per l’erogazione dei servizi di trasmissione,
distribuzione e misura dell’energia elettrica.
51
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
miglioramento della qualità del servizio, la stabilizzazione della tensione e il controllo della
frequenza.
Attraverso le scelte intraprese, l’incentivo permetterà una remunerazione tariffaria,
investimenti sulla rete ed installazione di smart-metering (i noti sistemi di misurazione
“intelligenti” citati al CAPITOLO 1). Lo studio e poi la sperimentazione sul campo dei
progetti pilota è un passaggio fondamentale per poter valutare con un certo grado di criticità
se i benefici che si sperava di ottenere potessero giustificare i costi sostenuti, di modo da
proseguire con le attività.

REQUISITI DEI PROGETTI PILOTA:
All’articolo 1 della Delibera, l’Autorità ci tenne ad evidenziare quelle che sono le
caratteristiche di un progetto pilota che, nel particolare, viene definito come:
“Un progetto dimostrativo di rete attiva di distribuzione comprendente porzioni di rete
MT, con almeno un punto di interconnessione AT/MT o AAT/MT, provvista di dispositivi
finalizzati ad integrare il comportamento e le azioni di tutti gli utenti connessi alla medesima
rete, allo scopo di favorire la GD e l’uso efficiente delle risorse.”
I progetti ammessi alla valutazione per i criteri incentivanti dovevano soddisfare dei
requisiti minimi:
Il loro obiettivo principale era quello di andare a dare una dimostrazione concreta
delle distribuzioni sulla rete MT;
Dovevano riferirsi ad una rete attiva18 MT, o tuttalpiù ad una porzione di rete MT,
che fosse caratterizzata da inversione di flussi d’energia attiva in corrispondenza del
nodo di connessione per almeno l’1% del tempo di funzionamento annuo; ciò
chiaramente significa che, affinché vi fosse evoluzione nella gestione del sistema di
distribuzione, doveva esserci la presenza di una quantità di generazione che
superasse la quantità di potenza richiesta dalle utenze passive;
Dovevano prevedere un adeguato sistema di controllo e regolazione della tensione di
rete, oltre ad un sistema in grado di assicurare la registrazione in automatico degli
indicatori tecnici designati per la valutazione dei benefici portati dal progetto pilota;
Dovevano utilizzare protocolli di comunicazione non proprietari;
Dovevano infine garantire il rispetto delle normative vigenti in termini fisici e di
qualità del servizio;
18
L’Autorità per l’energia elettrica e il gas sottolinea che per rete attiva di una rete di distribuzione vuole intendere, ai sensi
della norma CEI 0-16, una rete MT in cui si rilevi un transito di potenza da MT a AT per almeno il 5% del tempo di
funzionamento all’anno. In realtà poi, all’articolo 1 essa la definisce come una rete di distribuzione MT in cui sono presenti
sistemi di controllo, regolazione e di misura ove, per almeno l’1% del tempo annuo di funzionamento vi è transito di potenza
dalla MT alla AT. Viene però anche definita come una porzione de rete di distribuzione MT in cui vi siano linee che presentano
dei flussi inversi di energia attiva per almeno l’l% del tempo di funzionamento annuo.
52
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
Molte aziende si sono mosse in questi anni per poter usufruire del trattamento
incentivante ma solo otto progetti hanno ottenuto l’ammissibilità con la pubblicazione della
Delibera ARG/elt 12/11 (in Tabella 2.3 vi è la graduatoria definitiva – da rilevare il
punteggio ottenuto in particolare da uno solo dei progetti presentati, quello di Carpinone).
Va poi osservato che, ai fini dell’ammissione al trattamento, le imprese dovettero
presentare una relazione tecnico-economica che dimostrasse il soddisfacimento dei requisiti
richiesti dalla Delibera ARG/elt 39/10 e che contenesse delle informazioni specifiche quali:
caratteristiche fisiche, flussi energetici, indicatori di qualità, schema unifilare, schema degli
impianti da realizzare con relative planimetrie, specifiche delle apparecchiature, elenco dei
costi del progetto, elenco dei contributi percepiti, ecc.

BENEFICI ATTESI:
All’articolo 6.3 della Delibera ARG/elt 39/10, sono riportati quelli che erano i benefici
attesi dall’Autorità circa i progetti pilota. Nella valutazione dei benefici, essa evidenzia che
si sarebbero tenuti in considerazione diversi aspetti. Gli aspetti considerati furono
principalmente 4:
L’incremento d’energia immettibile nella rete in cui sarebbe stato applicato il
progetto pilota, soprattutto dal punto di vista di energia proveniente da fonti
rinnovabili o ad alta efficienza energetica, calcolate in rapporto ai consumi delle
utenze passive connesse alla rete;
La presenza di sistemi che permettessero di andare a modulare lo scambio d’energia
secondo dei profili stabiliti;
Partecipazione alla regolazione della tensione da parte degli impianti di GD;
La replicabilità del progetto pilota su larga scala;
Inoltre, tra i tanti parametri, furono considerati anche:
L’aumento dell’energia immettibile in rete da GD rispetto le condizioni precedenti
gli interventi;
Il numero di punti di connessione di utenze attive coinvolte;
Il numero delle cabine primarie;
I tempi di attuazione del progetto;
Il miglioramento degli indicatori di qualità del servizio rispetto gli stessi precedenti
l’attuazione degli interventi effettuati al fine di ottenere gli incentivi;
La capacità d’aggregazione delle unità d’accumulo, produzione e della domanda al
fine di ben la regolare la tensione;
Il grado d’innovazione delle soluzioni proposte;
Per concludere questa prima parte, è interessante ricordare che all’articolo 6.5 è detto
espressamente che i progetti sarebbero stati valutati sulla base del rapporto tra l’indicatore
53
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
dei benefici e i costi del progetto pilota. È chiaro che tale definizione è tutt’altro che
oggettiva, ed è quindi forse necessario andare a fare chiarezza su quest’aspetto.

L’INDICATORE DI PRIORITÀ:
I benefici che il progetto avrebbe portato con sé e che sono stati riportati all’articolo 6.3
della Delibera ARG/elt 39/10, sono stati valutati sulla base di un indicatore di priorità dei
progetti definito successivamente all’approvazione della Delibera ARG/elt 39/10 attraverso
l’approvazione della Determina 7/10. Come evidenziato dalla graduatoria riportata in Tabella
2.3, i progetti sono stati valutati attraverso un unico coefficiente IP i che è definito come il
rapporto tra i benefici IBi e il costo sostenuto Ci relativi al progetto pilota i-esimo (relazione
2.0):
IBi
Ci
IPi
(2.0)
È chiaro che bisogna essere in grado di valutare con una certa oggettività questi
coefficienti in quanto i costi e i benefici che vanno inseriti in quest’indice devono essere
quelli reali. L’indicatore dei benefici IBi è definito come:
M
IBi
Ai , j
i
j 1
(2.1)
Dove:
M è il numero degli ambiti j di valutazione definiti (M=4);
Ai,j è il punteggio assegnato all’ambito di valutazione j-esimo relativo al progetto iesimo;
αi è il coefficiente di normalizzazione che è definito come:
i
nlinee _ sottese
Psmart
nlinee _ smart
(2.2)
in cui, se Psmart = 0 allora αi = 0 e dove:
 nlinee_sottese è il numero totale delle linee sottese alle sbarre MT dei trasformatori
AT/MT che vengono utilizzati nel progetto pilota;
 nlinee_smart è il numero di linee effettivamente interessate dal progetto, nelle quali
si è rilevato un aumento dell’energia derivante da GD a seguito degli interventi
posti in essere per ottenere il trattamento incentivante;
 Psmart è definita come l’incremento di “potenza equivalente da GD” che si
possibile connettere in seguito agli interventi proposti. È data da:
54
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
Ei
Ei
post
pre
8760
(2.3)
Con:
o
Ei-post rappresenta l’energia immettibile dopo l’intervento. Chiaramente è
l’energia che si suppone possa essere immessa in rete e che deve essere
valutata nelle stesse condizioni in cui è stata calcolata la Ei-pre;
o
Ei-pre rappresenta l’energia immettibile prima dell’intervento e che può
essere calcolata con una rete che sia passiva;
Il coefficiente αi permette di rapportare l’incremento di energia da GD con la dimensione
dell’area interessata dal progetto ma allo stesso tempo tiene in considerazione il grado di
innovazione e le tecnologie utilizzate, in quanto queste richiedono dei costi ben più elevati
rispetto a progetti di con gradi di innovazione minori.
Per valutare in modo chiaro quali siano i giusti costi e benefici, è fondamentale andare
prima a definire quali siano gli obiettivi da un punto di vista politico da perseguire sia nel
campo energetico, sia nel campo ambientale. Se per i costi non ci sono molti dubbi sulla
definizione degli stessi perché basta andare a considerare tutte le spese che si hanno dopo
l’installazione del progetto pilota, per i benefici il problema è più contorto. I benefici sono
allora stati valutati sulla base di un raggruppamento in 4 ambiti che si riporta in
APPENDICE A.
In APPENDICE A si riportano anche i nuovi criteri economici suggerite dall’Autorità per
l’energia elettrica e il gas con il Documento di Consultazione DCO 34/11. Brevemente è
possibile dire che tale documento affronta il problema degli incentivi che promuovano nuovi
sistemi di servizi in ambito di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica.
Aspetto importante riguarda il fatto che con tale documento l’Autorità propone una
regolazione degli incentivi output based, ovvero un pagamento degli incentivi sulla base di
una verifica ex post dei risultati dichiarati ex ante. Lo scopo è allora di remunerare effettivi
vantaggi apportati alla rete, diminuendo di conseguenza inutili sprechi di denaro.
55
CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
Tabella 2. 3 – Progetti pilota ammessi al trattamento incentivante e punteggi ottenuti.
56
CAPITOLO 3
L’HOSTING CAPACITY
CAPITOLO 3
L’HOSTING CAPACITY
L’Hosting Capacity è un parametro, utilizzato all’atto pratico solo nel 2009 con la
Delibera ARG/elt 25/09, poi richiesto un anno dopo ai tecnici responsabili dei progetti pilota
concorrenti per il trattamento incentivante (Delibera ARG/elt 39/10), che permette di
evidenziare quale sia il grado di accettazione di potenza da generazione della rete. Questo
viene fatto prima e dopo l’attuazione degli interventi proposti con il progetto pilota stesso,
così da sottolinearne le differenze.
Nei progetti presentati all’Autorità per l’energia elettrica e il gas e richiedenti il
trattamento incentivante, è sottolineato che attraverso calcoli di Hosting Capacity
semplificati, è possibile valutare la quantità di GD connettibile in termini di potenza; potenze
che sono poi convertite in energia in un secondo momento, così da soddisfare le richieste
della Delibera ARG/elt 39/10 (comma 6.3 – articolo riferito ai benefici attesi).
I valori di Hosting Capacity che si usa innanzitutto definire sono due:
Hosting Capacity Complessiva Iniziale (HCCI): ovvero la quantità di generazione
installabile sulla complessiva rete, allo stato attuale, senza che vi siano inversioni di
flusso di potenza attiva verso la rete AT, in corrispondenza del montante di ciascuna
linea;
Hosting Capacity Complessiva Smart (HCCS): ovvero la quantità di generazione che
sarà complessivamente installabile nella rete successivamente all’applicazione degli
interventi oggetto della proposta di progetto, per la quale l’azienda richiede il
trattamento incentivante come da Delibera;
I diversi progettisti hanno poi applicato a ciascuno dei due valori HCCI e HCCS delle
curve di generazione annuali così che resti definito l’aumento d’energia immettibile che è
dato dalla differenza tra i valori energetici calcolati immettibili nelle due condizioni già
citate: pre e post intervento.
Al fine dello studio, è però stato inevitabile andare a introdurre delle ipotesi che
permettano di eseguire il calcolo di questo complesso parametro. Tale ipotesi risultano essere
le seguenti.

IPOTESI
A. Innanzitutto, in particolare l’HCCI, è determinabile come la quantità di GD in grado di
eguagliare il carico minimo (sull’intero anno) delle utenze passive allacciate alla rete.
E’ considerato tale limite in quanto l’inversione del flusso si pensa sia un efficace
indicatore del carattere attivo della rete e quindi della possibilità che vi possano essere
criticità legate ai dispositivi di protezione e automazione. In letteratura il fenomeno
dell’inversione di flusso è considerato con riferimento a ciascuna linea sottesa alle
sbarre della cabina primaria e questa scelta è legata alle seguenti ipotesi:
57
CAPITOLO 3
L’HOSTING CAPACITY
B.
C.

Nel caso di apertura di un interruttore di un feeder dove prelievi e immissioni sono
pressoché uguali, i sistemi di protezione di interfaccia della generazione sottesa a
tale feeder potrebbero rilevare variazione di frequenza e tensioni troppo contenute
per determinare lo scatto dei dispositivi di interfaccia della GD e così facendo
nascerebbe il fenomeno dell’islanding;

I limiti dell’attuale regolazione della tensione (regolazione del rapporto di
trasformazione del trasformatore AT/MT) diventano evidenti qualora vi sia
inversione del profilo di tensione lungo il singolo feeder (cioè, quando la tensione
nei punti periferici della rete assume valori superiori ai potenziali dei nodi in
prossimità delle sbarre MT). In questa situazione la regolazione di tensione com’è
oggi attuata non è efficace e può persino avere effetti dannosi sui profili di
tensione di rete;
Per poter confrontare poi la potenza prelevata dai diversi carichi della linea con quella
immessa in rete dalla generazione, è necessario andare ad adottare determinati profili di
carico per le utenze passive della linea e di profili di generazione per la GD.
Il problema sta nel fatto che, mentre i primi sono noti a priori, o perlomeno nei casi
fortunati così è, quelli di generazione non lo sono in quanto funzione di generatori non
presenti nella rete ma che sono invece riferiti ad un ipotetico scenario “limite”.
Ciò che allora normalmente accade è che entrambi i valori di HC sono determinati a
partire da una situazione di rete puramente passiva mentre i profili di immissione da
GD, dal momento che questi vanno ipotizzati, si è visto che si scelgono caratteristiche
di tipo piatto in accordo con la Delibera ARG/elt 25/09: si suppone cioè che un’unità di
GD eroghi, per la totalità del tempo annuo, costantemente una potenza pari alla
nominale.
Tale ipotesi non è per nulla irrealistica in quanto sostenuta da due ragioni:

Innanzitutto non è possibile fare una scelta di natura probabilistica per quanto
riguarda la scelta del profilo di generazione;

Secondo poi, la scelta di un profilo piatto permette di individuare il caso peggiore
in relazione all’inversione di flusso, ovvero permette di definire la quantità minima
in grado di determinare la nascita del fenomeno;
Conservativamente è anche possibile considerare che la generazione eroghi energia
elettrica in rete con un fattore di potenza pari a 0,9 (valore limite di regolazione in
questo momento indicato dalla normativa; si suppone in pratica che la potenza reattiva
sia utilizzata per rispettare i vincoli di tensione legati alla power quality - CEI EN
50160) mentre le utenze passive la stiano assorbendo con un cosφ unitario. Nei progetti
presentati, alcuni calcoli sono stati fatti anche sotto tale ipotesi.
Una volta fatte tali ipotesi, la prassi prevede che la determinazione dell’HCC iniziale
(HHCI) sia fatta andando a sommare i profili di carico delle utenze sottese alla stessa linea in
esame e individuando il valore di potenza la cui caratteristica piatta d’immissione supera la
caratteristica di prelievo (un esempio è riportato in Figura 3.1). Trovate quindi le HHCI di
ciascuna linea partente dalla stessa cabina primaria, si sommano tutti i valori di HHCI
trovati.
58
CAPITOLO 3
L’HOSTING CAPACITY
Figura 3. 1 - Determinazione dell’HCCI, dove la caratteristica piatta è quella di immissione,
mentre la blu è quella di prelievo.
È importante osservare che è possibile, per ciò che concerne i profili di carico, scegliere
non necessariamente profili pari a quelli che si possono ricavare andando a valutare i transiti
effettivi misurati in corrispondenza del collegamento con il nodo AT, ma, come molte volte
accade, utilizzare i profili convenzionali definiti nella Delibera ARG/elt 25/09.
Al posto allora di usare la caratteristica trovata con i suggerimenti dell’Autorità per
l’energia elettrica e il gas, la potenza prelevata in corrispondenza del montante della linea,
necessaria per poter definire l’HC, la si può anche trovare a partire dai flussi di energia
misurati e andando poi a distribuire la caratteristica di prelievo tra i vari feeder, sulla base dei
carichi sottesi.
Lo svantaggio di considerare i profili derivanti dalle misure è però legato al fatto che non
è possibile caratterizzare i prelievi di ciascuna linea, non nel senso del valore assoluto ma
proprio dal punto di vista dell’andamento. Un esempio di confronto tra la caratteristica di
prelievo della rete definita con profili convenzionali e con misure fatte al nodo di
collegamento con la rete AT è riportato in Figura 3.2 dove è facile notare che le due
caratteristiche sono sempre molto simili, perciò l’analisi può essere fatta anche con il profio
della Delibera con errori minimi.
Figura 3. 2 - Esempio di confronto tra i profili di prelievo cumulato20.
20
Le curve rappresentate sono curve di durata, dette anche curve cumulate del carico. Esse rappresentano in ascissa il numero
di ore che ciascun valore di potenza richiesta è uguale o superiore al valore riportato in ordinata.
59
CAPITOLO 3
L’HOSTING CAPACITY
Al fine della completa analisi del progetto pilota presentato, le aziende concorrenti sono
poi andate a definire anche l’Hosting Capacity Complessiva Smart (HCCS) che è in pratica la
potenza da GD connettibile alla rete e che porta a completa saturazione la capacità di
trasporto di trasformatore di cabina e delle linee (portata dei conduttori e taratura delle
protezioni), questo considerando che i vincoli tecnici concernenti i profili di tensione si
considerano bypassati grazie alla regolazione della tensione introdotta con il progetto
presentato. Ciò che si usa fare è quindi calcolare il valore di generazione sopra il quale il
distributore deve necessariamente ricorrere ad interventi di natura strutturale sulla rete di
proprietà.
In particolare, a causa dei limiti tecnici assunti e del limite termico sul trasformatore di
cabina, sono definite due diverse HCCS a seguito degli interventi proposti21:
HCCsl: relativa alla sola capacità delle linee. Con tale definizione si suppone che il
distributore sostenga il costo che deriva dalla sostituzione del trasformatore di
cabina qualora questo non abbia portata sufficiente ad ospitare la GD connessa alla
rete;
HCCst&l: è pari al minore tra i limiti sul trasformatore e sulle linee. Con tale
definizione si suppone che la capacità del trasformatore di cabina sia totalmente
saturata dalla GD in rete e che il distributore non sia disponibile a sostituire il
trasformatore stesso, conformemente alla Delibera ARG/elt 125/10;
Si può così dire che la HCC “smart” relativa al limite di capacità delle n linee (HCC sl) è
data dalla somma delle Hosting Capacity di ciascuna di esse e risulta, di solito, più alta degli
altri valori di HC:
HCC sl
HC sl 1
HC sl 2
... HC sl 3
(3.0)
Dove si ha che la HCsl (HC smart di ciascuna linea) è la GD che in condizioni di
inversione di flusso, satura la capacità di trasporto dei conduttori. Tale capacità viene
definita come la minore tra le soglie di taratura delle protezioni di linea e la portata dei
conduttori stessi. Nel peggiore dei casi quindi, l’HCsl risulta, per ciascun feeder, pari a:
HCsl
3 0,9 Vn I lim
pc min_ l
(3.1)
Dove:
Ilim è il valore massimo di corrente transitabile e risulta pari al valore prima definito;
pcmin_l corrisponde al minimo della curva di carico di ciascun feeder;
La Delibera ARG/elt 125/10 definisce come valore limite di potenza installabile (HCCst)
la quantità di generazione in grado di comportare, nelle condizioni di carico minimo,
un’inversione del flusso sul trasformatore AT/MT che ne impegni al 90% la capacità, senza
che si abbia una violazione del limite termico del trasformatore AT/MT, la quantità:
21
Dove si assumono i limiti di trasporto delle linee come vincolanti e non sormontabili da parte dei distributori, se non con
investimenti importanti.
60
CAPITOLO 3
L’HOSTING CAPACITY
HCC st
Pn 0 ,9
pc min
(3.2)
Dove:
Pn è la potenza nominale del trasformatore AT/MT installato in cabina;
pcmin corrisponde al minimo della curva di carico complessiva della rete;
Ad esempio, nel caso di un trasformatore da 10MVA a cui sono connesse utenze che nel
caso peggiore prelevano 1,25MW, si ottiene una HCCst = 10,25MW, mentre la HCCst&l (è
l’Hosting Capacity della rete a seguito degli interventi proposti), tenendo in considerazione
sia il limite termico sul trasformatore sia quello sulle linee e dovendo scegliere il più
limitante dei due, è solitamente pari alla HCCst visto che questa è minore della HCCst&l e
quindi più vincolante.

AUMENTO DELL’ENERGIA IMMETTIBILE:
L’aumento dell’energia immettibile a seguito dell’attuazione degli interventi proposti, la
cui determinazione è richiesta dalla Delibera ARG/elt 39/10, è calcolato, in prima battuta,
assegnando dei profili di generazione alla GD (in modo da permettere il passaggio dalle
HCCI e HCCS, stimate poco fa, alle quantità energetiche di interesse) e, in seguito, facendo
la differenza ΔE tra le grandezze energetiche calcolate:
E
ES
EI
(3.3)
Dove:
EI equivale all’energia immettibile in rete dalla GD prima dell’attuazione del
progetto. Essa si ottiene applicando opportune curve di generazione alla HCCI.
ES equivale all’energia immettibile in rete dalla GD a seguito dell’attuazione del
progetto (vi sarà una ESL relativa alle sole linee ed una ESL&T relativa alle linee e al
trasformatore). Essa si ottiene applicando opportune curve di generazione alla
HCCS.
Anche ora, come già nel caso pre-attuazione del progetto, si pone il problema
dell’assegnazione delle curve di generazione. Ora non vi è più il problema di fornire stime
conservative delle generazioni installabili di modo da evitare l’inversione del flusso, ma vi è
piuttosto il problema di valutare quale profilo, e quindi quale numero di ore annue
equivalenti di funzionamento, sia più prossimo a quello reale. Si va così a stimare in quale
percentuale vi sarà GD da idroelettrico, GD da fotovoltaico e così via.
Le ES e EI si calcolano quindi semplicemente andando a moltiplicare le HCCI e HCCS per
il numero di ore equivalente (di solito un valore tipo si attesta tra 3000 e 3500).
61
CAPITOLO 3
L’HOSTING CAPACITY
62
CAPITOLO 4
LE IPOTESI DELLO STUDIO
CAPITOLO 4
LE IPOTESI DELLO STUDIO
Conclusa la prima parte di questo lavoro, descrittiva dei principali passi fatti a livello
europeo in ottica di riduzione delle emissioni di gas inquinanti e di sviluppo del sistema
elettrico, e visti i principali documenti emessi dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas in
cui si è chiamato in causa il parametro Hosting Capacity, si passa ora alla parte più
sperimentale del lavoro, che ha visto l’applicazione pratica (con simulazioni al compilatore)
delle analisi riportate nelle due principali delibere descritte al CAPITOLO 2.
Lo studio che in questo lavoro si riporta, ha allora permesso di verificare in modo
qualitativo e con riferimento alle normative attualmente vigenti, la massima potenza da GD22
allacciabile ad una rete (Hosting Capacity appunto) realmente esistente come quella di
proprietà di AGSM, similmente a quanto viene fatto nello studio della Delibera ARG/elt
25/09 che è stato usato come riferimento per buona parte del lavoro.
Al fine di poter effettuare l’analisi in modo simile a quanto già accade nello studio in
allegato alla Delibera ARG/elt 25/09, vengono fatte delle ipotesi aggiuntive ai dati posseduti
(la cui catalogazione è descritta al CAPITOLO 6):
Si è considerato il caso di variazione continua del rapporto di trasformazione così da
mantenere la tensione sulla sbarra in MT collegata al secondario del trasformatore di
cabina primaria il più possibile vicino al valore di setpoint prefissato, così che si
possa vedere l’effetto della regolazione della tensione sulla sbarra stessa;
I generatori connessi alla rete di distribuzione iniettano potenza con fattore di
potenza unitario;
Il generatore fittizio che simula la GD installabile in rete viene collegato ad un nodo
in MT per volta e di potenza crescente da 0 MVA a 10 MVA, con passo di
incremento pari a 0,5 MVA così che si possa avere un diretto confronto con i
risultati riportati dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas. Il valore di 10 MVA è
stato scelto anche in relazione al fatto che se in rete vi è un generatore più grande di
questo valore, l’operatore di sistema deve pensare al dispacciamento ottimale
dell’energia e alla gestione dei flussi di potenza mentre con potenze minori di 10
MVA non è necessario alcuna gestione da remoto;
Queste ipotesi si sono assunte, in accordo con quanto avviene nella Delibera n°25/09,
perché permettono di porsi in condizioni conservative rispetto a quello che poi è il reale
funzionamento della rete. Affinché si possa fare un’analisi di Hosting Capacity della rete, è
però necessario andare a fare un calcolo di load flow studiando la violazione di alcuni limiti
che in questo studio sono stati tre, diversamente da quanto visto al CAPITOLO 2 dove i
vincoli erano 5. Essi sono:
Vincolo di Variazioni Lente di Tensione: perché il collegamento di un generatore in
un nodo di una linea della rete di distribuzione MT determina l’incremento della
22
Dove si intende la massima potenza installabile per ciascun nodo.
63
CAPITOLO 4
LE IPOTESI DELLO STUDIO
tensione in quel nodo, con relativa variazione del profilo di tensione lungo tutta la
linea (in Figura 4.1 si riporta un esempio verificato nella rete studiata).
Nel rispetto della normativa EN 50160 la tensione di esercizio di ciascun nodo di
rete deve rimanere entro il range del ±10% della tensione nominale per almeno il
95% del tempo.
Tensione Lungo il Feeder 1 con Generatore collegato al nodo TEE267 e violazione del vincolo di Variazioni Lente
Tensione Lungo il Feeder 1 precedentemente il collegamento del generatore al nodo TEE267
1,05
1,04
1,03
1,02
1,01
1
0,99
Figura 4. 1 - Profilo di tensione lungo il Feeder 1 prima e dopo
l'inserimento del generatore nel nodo TEE267.
Vincolo di Variazioni Rapide di Tensione: tale vincolo viene violato qualora
un’improvvisa disconnessione (o connessione) di un generatore dal nodo di una
linea MT determina una variazione di tensione in quel nodo e lungo tutta la linea.
Anche per tale vincolo è possibile considerare un range di funzionamento accettabile
prendendo spunto dalla normativa EN 50160. Essa però non fissa alcun limite
vincolante ma si limita a fornire come valori indicativi il 4% e 6% della tensione
nominale. In particolare, in questo studio si è scelto di considerare il più vincolante
dei due, così da porsi in condizioni conservative.
Tensione Lungo il Feeder 1 con Generatore collegato al nodo 202613_1 e violazione del vincolo di Variazioni Rapide
Tensione Lungo il Feeder 1 precedentemente il collegamento del generatore al nodo 202613_1
1,05
1,045
1,04
1,035
1,03
1,025
1,02
1,015
1,01
1,005
1
Figura 4. 2 - Profilo di tensione lungo il Feeder 1 prima e dopo
l'inserimento del generatore nel nodo 202613_1.
64
CAPITOLO 4
LE IPOTESI DELLO STUDIO
Vincolo di Limite di Transito delle Linee: questo vincolo tiene in considerazione la
capacità massima di trasportabilità di energia elettrica da parte dei conduttori, oltre
al fatto che la GD può dar luogo ad inversioni di flusso lungo alcuni tratti di linea
della rete di distribuzione MT. È allora fondamentale monitorare che non vi sia mai
una circolazione di corrente superiore alla portata dei conduttori.
A questi tre vincoli abbiamo poi aggiunto un rilevamento della potenza provocante il
controflusso di corrente in partenza a ciascun feeder.
A differenza di quanto viene fatto dall’Autorità, due dei cinque vincoli sono invece stati
trascurati. Si è scelto di non valutarli in questo studio in quanto:
L’inversione di flusso nel trasformatore per il 5% del tempo è chiaro che possa
essere un segnale di attività della rete, ma è anche vero che tale fenomeno è
importante da rilevare se siamo ad esempio in presenza di un unico feeder
alimentato dalla sbarra MT collegata al secondario del trasformatore. Nel classico
funzionamento di una rete invece, è maggiormente probabile che il flusso inverso di
corrente (quindi quello che va da valle verso monte, ovvero verso la sbarra MT)
presente in partenza al primo di una serie di feeder collegati alla predetta sbarra MT,
sia spinto ad andare ad alimentare gli altri feeder, prima di risalire il trasformatore e
continuare verso monte (un esempio è riportato in Figura 4.3). Quello che si è allora
scelto di fare, è stato di andare a valutare la generazione installabile in rete affinché
vi sia la comparsa di un flusso di corrente inverso in testa al feeder e che potrebbe
creare notevoli problemi alla selettività delle protezioni in presenza di Generazione
Distribuita.
Figura 4. 3 - Problemi di selettività dati da inversione di flusso in linea.
Il secondo aspetto trascurato, e che invece la Delibera ARG/elt 25/09 considera, è
l’incremento di corrente di cortocircuito. Un valore però di 12,5 kA definito
dall’Autorità è chiaramente un valore che può essere considerato attendibile se
riferito a macchine rotanti ma non lo si può considerare tale in assoluto. Il problema
della corrente di cortocircuito, e che è stato il motivo per cui tale vincolo non è stato
preso in considerazione durante lo studio, è che il contributo della GD alle correnti
di guasto è distinguibile in due distinti casi in relazione alla presenza o meno di
convertitori statici come interfaccia tra generazione e rete.
Attualmente infatti i generatori che si stanno connettendo e che verranno connessi
nel futuro prossimo, sono in maggioranza dotati di inverter che non sono in grado di
fornire apprezzabili correnti di cortocircuito (limitate a circa 120-130% della
corrente nominale). Il problema, che in presenza di inverter risulta allora di molto
65
CAPITOLO 4
LE IPOTESI DELLO STUDIO
ridimensionato, si pone qualora si considerino generatori rotanti capaci di fornire
corrente di cortocircuito, in quanto potrebbero comportare, per la rete a cui sono
connessi, notevoli sollecitazioni termiche ai conduttori. A partire da tali
considerazioni si è allora scelto di trascurare tale vincolo proprio perché non si
conoscono le caratteristiche tecniche dei generatori di rete e delle protezioni presenti
in rete.
Altre ipotesi fatte al fine dello studio hanno riguardato la semplificazione della rete
stessa, ovvero la rimozione dalla rete originaria di interruttori normalmente aperti e quindi
anche di tutti quegli elementi che stanno a valle di questi e che al fine del calcolo numerico
si limiterebbero a complicare in modo rilevante l’analisi. Sono poi state sostituite le linee
troppo corte (ininfluenti nel calcolo dei flussi di potenza), andando piuttosto ad allungare una
linea di lunghezza maggiore che risultava comunicante a queste linee corte.
Ciò ha fatto si che la rete analizzata non fosse più quella reale intesa come la rete presente
fisicamente sul territorio, ma piuttosto una rete realistica che però ben rappresenta la rete
reale, e quindi un analisi su tale rete modificata porta a dei risultati molto vicini a quelli che
si otterrebbero con un’analisi sulla rete completa di interruttori, sezionatori, linee corte, ecc.
Prima di concludere è da dire che, a differenza di quanto avviene nello studio della
Delibera ove, non conoscendo le caratteristiche di tutte le linee delle reti analizzate, si
poneva un valore di portata per le linee di 250 A che risulta essere il valore di taratura
standard per le protezioni di sovracorrente nelle linee in MT, e comunque è anche la giusta
via di mezzo tra le portata di una linea aerea ed una in cavo, in questo lavoro si conoscono le
reali portate nominali delle linee, quindi una volta averle pesate con un fattore di riduzione di
0,8 (a causa della posa, delle condizioni di lavoro, ecc), si sono potuti valutare i reali vincoli
dati dai conduttori.
Ultimo aspetto di notevole importanza è stata la possibilità di conoscere i flussi di
corrente in partenza ai tre feeder nell’anno 2009 in cui la rete non era interessata ancora da
generazione e nell’anno 2011 quando invece sono entrati a regime ben 8 generatori di natura
fotovoltaica, anche in conseguenza ai regimi tariffari che favorivano la loro installazione
attraverso un particolare sistema di incentivi. Noti questi flussi di potenza, noti i profili di
generazione che comunque sono risultati uguali al classico profilo da generazione
fotovoltaica e noti i profili di assorbimento di 7 grossi carichi della rete si è riusciti anche a
definire un profilo medio di assorbimento per ciascuno gruppo di carichi appartenente ad uno
stesso feeder (profili di assorbimento che si sono ipotizzati non variati nei due anni).
Per non appesantire il calcolo e a partire dalla considerazione che è sempre stato noto che
i generatori installati in rete fossero di tipo fotovoltaico, la simulazione è stata fatta
concentrandosi sulle due settimane dell’anno rappresentative del periodo estivo, quindi con
una forte componente di generazione in rete, e del periodo invernale, ove invece la
componente ai flussi di potenza legata alla generazione da fonte fotovoltaica è di molto
ridotta. A quest’analisi con i generatori in rete, valida soprattutto per l’anno 2011, è stata
affiancata un’analisi con rete completamente passiva (pensabile in riferimento ai dati di
corrente del 2009) e dove nel passaggio da rete passiva a rete con generazione si è fatta
l’importante ipotesi che i carichi rimanessero costanti, ovvero non variassero i propri profili
di assorbimento e la loro potenza assorbita nominale.
66
CAPITOLO 4
LE IPOTESI DELLO STUDIO
Di seguito sono riportati alcuni dei grafici di confronto tra gli andamenti di corrente
misurati e quelli calcolati con le simulazioni MATLAB nelle due settimane scelte di febbraio
e luglio.
FEBBRAIO:
210
180
Corrente [A]
150
120
90
60
30
1
6
11
16
21
26
31
36
41
46
51
56
61
66
71
76
81
86
91
96
101
106
111
116
121
126
131
136
141
146
151
156
161
166
0
Numero Ore Della Settimana
FEEDER 1
FEEDER 2
FEEDER 3
Figura 4. 4 - Andamento delle correnti misurate in partenza ai feeder nella settimana di febbraio,
con generazione in rete.
210
180
150
120
90
60
30
0
1
6
11
16
21
26
31
36
41
46
51
56
61
66
71
76
81
86
91
96
101
106
111
116
121
126
131
136
141
146
151
156
161
166
Corrente [A]

Numero Ore Della Settimana
FEEDER 1
FEEDER 2
FEEDER 3
Figura 4. 5 - Andamento delle correnti simulate in partenza ai feeder nella settimana di febbraio,
con generazione in rete.
67
CAPITOLO 4
LE IPOTESI DELLO STUDIO

LUGLIO
250
Corrente [A]
200
150
100
50
1
6
11
16
21
26
31
36
41
46
51
56
61
66
71
76
81
86
91
96
101
106
111
116
121
126
131
136
141
146
151
156
161
166
0
Numero Ore Della Settimana
FEEDER 1
FEEDER 2
FEEDER 3
Figura 4. 6 - Andamento delle correnti misurate in partenza ai feeder nella settimana di luglio, con generazione in rete.
250
Corrente [A]
200
150
100
50
1
6
11
16
21
26
31
36
41
46
51
56
61
66
71
76
81
86
91
96
101
106
111
116
121
126
131
136
141
146
151
156
161
166
0
Numero Ore Della Settimana
FEEDER 1
FEEDER 2
FEEDER 3
Figura 4. 7 - Andamento delle correnti simulate in partenza ai feeder nella settimana di luglio, con generazione in rete.
Dai grafici si può poi notare che l’andamento non si può considerare propriamente uguale
tra corrente realmente misurata e corrente simulata con il programma, e ciò a causa di due
semplici motivi:
L’imprevedibilità delle richieste di carico e dei profili di generazione che nella realtà
non si ripetono giorno dopo giorno e mese per mese con lo stesso identico profilo
scalato al più di un certo fattore di moltiplicazione come invece avviene durante la
68
CAPITOLO 4
LE IPOTESI DELLO STUDIO
simulazione (difatti i grafici delle curve simulate hanno un profilo che si ripete in
modo periodico – ogni 24 simulazioni, una per ogni ora della settimana);
La generazione si ipotizza con le simulazioni che sia pressoché nulla a febbraio,
mentre nella realtà è possibile che vi siano giornate particolarmente soleggiate che
permettono quindi una buona produzione anche in mesi invernali;
D’altro canto è però da sottolineare che i valori di picco e di minimo raggiunti si
avvicinano molto gli uni con gli altri e ciò fa si che i risultati che ci si aspetta di ottenere
siano quanto più vicini alla realtà visto che, come detto, le simulazioni vengono effettuate
nei momenti di massima e minima tensione di ciascun nodo.
Gli andamenti delle correnti al 2009, quindi senza generazione, sono riportati invece in
APPENDICE F dove è possibile notare che senza i generatori in rete gli andamenti sono
molto più similari tra curve ottenute tramite la simulazione e curve ottenute dalle
misurazioni.
69
CAPITOLO 4
LE IPOTESI DELLO STUDIO
70
CAPITOLO 5
IL PROGRAMMA
CAPITOLO 5
IL PROGRAMMA
5.1
GENERALITÀ
In questo capitolo del lavoro si spiegherà brevemente il principio di funzionamento del
programma utilizzato per l’analisi di Hosting Capacity.
È innanzitutto da dire che si era pensato, inizialmente, uno studio attraverso il programma
di calcolo di load flow NEPLAN. Esso purtroppo non permette di andare a fare analisi di
Hosting Capacity che richiederebbero, com’è ormai noto, l’andare ad allacciare un
generatore con profilo di generazione costante a tutti i nodi della rete di distribuzione MT,
quindi andare ad aumentarne la potenza generata fintanto che almeno uno dei vincoli imposti
venga violato. Questa operazione risulta non ancora eseguibile con questa tipologia di
programma, e ciò è chiaro anche per chi ha già utilizzato seppur brevemente NEPLAN, che
invece risulta molto utile se si richiede di andare ad analizzare altri aspetti della rete.
NEPLAN non è stato tuttavia tralasciato, in quanto lo si può considerare la base di
partenza di tutto il lavoro (la rete inizialmente è stata infatti studiata attraverso questo
programma) e la base di verifica dei risultati che venivano ottenuti con il programma
“ATLANTIDE”.
In questa parte del lavoro si spigherà solamente il funzionamento del programma con al
più l’inserimento di alcune parti dello stesso al fine di permettere una più facile
comprensione di quanto avvenuto, mentre il listato del programma, nelle sue parti principali,
lo si trova in APPENDICE B.
5.2
ATLANTIDE
È proprio attraverso il programma “ATLANTIDE”, scritto con il linguaggio di
programmazione MATLAB23, e che perciò meglio si presta a rientrare tra gli “ambienti di
lavoro”, che è stata simulata la rete.
ATLANTIDE è una sigla che prende il nome dal progetto di ricerca “Archivio
TeLemAtico per il riferimento Nazionale di reTI di Distribuzione Elettrica” e che ha per
obiettivo quello di andare a definire un possibile archivio generale di modelli che faccia da
riferimento per future ricerche ed iniziative di sviluppo nell’ambito delle reti di distribuzione
MT e BT. Il suo scopo principale è quello di ottenere dei modelli per le configurazioni di reti
tipiche del nostro territorio, modelli di impianti di generazione ed utilizzazione, modelli di
componenti e possibili scenari di evoluzione dei sistemi di distribuzione nel futuro prossimo.
Descritte le finalità del progetto a partire dal quale è anche nato l’omonimo programma, è
forse interessante sapere innanzitutto che esso consta di poche (ma fondamentali) parti
23
MATLAB è un’abbreviazione delle parole Matrix Laboratory. Esso è un ambiente per l'analisi statistica e il calcolo numerico
che ha al suo interno anche il linguaggio di programmazione che porta lo stesso nome e che è stato creato dall’azienda
MathWorks. MATLAB permette di gestire ed utilizzare facilmente le matrici, di implementare algoritmi, di visualizzare
funzioni e dati, creare interfacce utente, e interfacciarsi con altri programmi.
71
CAPITOLO 5
IL PROGRAMMA
nonostante le sue enormi potenzialità; è infatti costituito di una cartella riguardante i file dati
e di una contenente le librerie grafiche e dei metodi.
Questo programma è risultato fondamentale ai fini dello studio in quanto permette di
avere una maggiore maneggevolezza dei dati e del funzionamento della rete durante lo studio
della stessa. Il programma è nato con caratteristiche che riguardano il calcolo dei load flow
di una rete e della grandezza che possono venire a particolarizzarla durante i regimi di guasto
subtransitori.
Prima di passare alla spiegazione delle diverse routine e function del programma, bisogna
forse dire cosa ci si propone di fare affinché si risolva il problema in analisi, magari
aiutandosi con lo schema di Figura 5.1.
INIZIO
RICERCA DELLA SETTIMANA TIPO
PRIMO CALCOLO DI LOAD FLOW
(RIPETUTI NELLA SETTIMANA TIPO)
DETERMINAZIONE ISTANTI NODALI DI
TENSIONE MINIMA E MASSIMA
ASSEGNAZIONE DEL GENERATORE AL
NODO DI INSTALLAZIONE
ASSEGNAZIONE DELLA TAGLIA DEL
GENERATORE (DA 0,5 A 10 MVA)
SECONDO CALCOLO DI LOAD FLOW
(ISTANTANEO), NEGLI ISTANTI APPENA
MEMORIZZATI
SI È RAGGIUNTA LA
POTENZA MASSIMA
INSTALLABILE?
NO
SI
MEMORIZZAZIONE DEI RISULTATI
FINE
Figura 5. 1 - Schema a blocchi del funzionamento del programma.
Per effettuare quindi il calcolo di Hosting Capacity si è scelto di attuare lo studio in
corrispondenza dei valori di tensione massima (ma è predisposto anche per la minima
tensione, problematica nel caso si allaccio di un grosso carico) di ciascun nodo della rete di
distribuzione in MT, cercando così di avvicinarsi il più possibile alla condizione di carico
minimo per la rete che è cioè la condizione peggiore che possa esservi per allacciare ad un
72
CAPITOLO 5
IL PROGRAMMA
nodo di rete un nuovo generatore. La condizione di tensione massima del nodo permette così
di ridurre il costo computazionale che altrimenti sarebbe stato troppo elevato, ma al
contempo permette di trovare l’Hosting Capacity minima del nodo perché valutata
nell’istante peggiore della settimana per il nodo stesso.
Per poter effettuare poi un calcolo che fosse il più vicino possibile alla realtà ma che allo
stesso tempo non fosse troppo oneroso per il compilatore, si è cercata la settimana dell’anno
che si avvicinasse di più all’assorbimento medio dei carichi nel periodo invernale e poi la
settimana di un mese estivo che allo stesso modo fosse quella che più rispecchiava
l’andamento medio di assorbimento dei carichi nel periodo estivo (i grafici sono stati
riportati al CAPITOLO 4 e in APPENDICE F).
Posizionatisi in queste due settimane, prima in una e poi nell’altra, si effettuava un primo
calcolo di load flow che permettesse di andare a rilevare quale fossero gli istanti di minima o
massima tensione per ciascun nodo di rete e per quei momenti si salvavano il valor massimo
e minimo della tensione e l’intero vettore delle tensioni di rete (che sarebbe tornato utile in
un secondo momento durante il calcolo dell’Hosting Capacity vera e propria).
Fatto ciò era necessario, come richiesto dalla Delibera ARG/elt 25/09, andare a calcolare
l’Hosting Capacity della rete andando a posizionare su ciascun nodo di rete, singolarmente,
un generatore fittizio di profilo costante e fattore di potenza unitario che incrementasse la
propria potenza da 0 a 10 MVA di modo che fossero violati i tre limiti scelti:
•
Variazioni Rapide di Tensione;
•
Variazioni Lente di Tensione;
•
Limiti di Transito delle Linee;
Per valutare la violazione di ciascuno di questi vincoli si è deciso di fare un calcolo di
load flow istantaneo in quegli istanti, precedentemente salvati, in cui il nodo ove si è appena
allacciato il generatore fittizio ha raggiunto la tensione massima o minima.
A questo punto viene richiamato anche il vettore delle tensioni nodali corrispondente
all’istante che si sta analizzando, così da semplificare il calcolo secondo il metodo dei flussi
di potenza. Richiamato il vettore delle tensioni si ricalcola il nuovo vettore delle tensioni e le
nuove potenze nodali con il generatore fittizio inserito in rete, quindi si verifica la violazione
del limite considerato, sia esso una variazione di tensione (caso delle variazioni rapide o
delle variazioni lente) o una variazione di corrente di linea che non deve superare la portata
dei conduttori (limiti di transito), e nel caso non vi siano state violazioni si procede andando
a incrementare la potenza generata dal generatore fittizio fintanto che uno dei vincoli non sia
violato e comunque fino ad un massimo di potenza prodotta di 10MVA. Ultimo passo è
quello che riguarda chiaramente la memorizzazione dei risultati che viene fatta con un
salvataggio in file di estensione “.xls” e questo per semplicità di valutazione visto il numero
di nodi in gioco (85).
Finita la fase di salvataggio e ciclato il generatore su tutti i nodi di ciascuno dei tre feeder
(il calcolo istantaneo di load flow è infatti fatto feeder per feeder), si passa a valutare il
vincolo successivo. Infine, per completezza si valuta anche la potenza necessaria a provocare
un controflusso di corrente nel primo tratto di ciascun feeder che potrebbe portare importanti
problemi alle protezioni di rete e si valuta in modo simile anche quella che nei progetti pilota
va sotto la sigla HCsl (Hosting Capacity di linea), ove però non si incrementa il generatore
soltanto finché la corrente nel primo tratto cambia segno, ma fino a quando essa non superi il
73
CAPITOLO 5
IL PROGRAMMA
valore per cui sono tarate le protezioni (al fine dell’esempio si considera 250 A) o il valore di
portata dei conduttori.
Brevemente è allora possibile dire che, per quanto riguarda l’analisi della rete oggetto
dello studio, il programma viene avviato attraverso il file principale “NRLFmain.m” e quindi
continua andando a leggere i dati precedentemente salvati in un file di estensione “.xls”,
“.xls” con
tempi per le operazioni
ioni di lettura di 10-15
10 15 secondi (può però funzionare con la classica
lettura da file dati MATLAB, con tempi molto ridotti), quindi ricostruisce la rete andando ad
assegnare a carichi, generatori e linee i collegamenti e le caratteristiche che concernono a
loro, e a questo punto, lancia il file “EseguiLF.m” il cui compito è quello di andare ad
eseguire il calcolo di load flow della rete secondo il metodo di Newton-Raphson.
Newton
5.2.1
MAIN E LETTURA DATI
All’apertura del programma il primo file con cui si viene ad avere a che fare è proprio il
main: “NRLFmain.m”.
Avviato NRLFmain.m si apre la finestra principale che funge da interfaccia utente e
attraverso la quale è possibile andare ad immettere i dati dal momento che essa è
comprensiva di tutti i controllii necessari come si vede da Figura 5.2.. Essa possiede infatti i
controlli raggruppati in riquadri distinti sulla base delle funzioni che essi attuano. Sono
quindi presenti:
•
Un riquadro ove scegliere se fare calcoli di load flow ripetuti o istantanei (checkbox
in alto sinistra indicata dalla lettera A in Figura 5.2);
5.2
•
Un riquadro ove è possibile scegliere l’istante o il periodo in cui eseguire la
simulazione e all’interno dello stesso scegliere anche il passo (menù a tendina B);
•
Un riquadro in cui inserire il file dati, il file relativo ai componenti e il file relativo ai
profili (riquadro C);
•
Un riquadro (D) dove viene visualizzato
visuali
l’avanzamento del calcolo;
•
Infine vi è un riquadro (E) nella zona bassa della finestra dove settare i parametri per
un calcolo di correnti di cortocircuito;
A
D
B
C
E
Figura 5. 2 - Finestra principale di ATLANTIDE.
74
CAPITOLO 5
IL PROGRAMMA
Come è possibile vedere anche dalla Figura 5.2,, e come è facilmente intuibile, la
possibilità di lavorare con un’interfaccia di questo tipo semplifica molto le operazioni
rispetto a quando si è costretti a lavorare attraverso l’uso della sola riga di comando,
comando
soprattutto quando si vuole modificare qualunque dato in fase di pre-processing
pre
e la
visualizzazione dei risultati in fase di post-processing.
post
A tal proposito il programma permette di andare a rappresentare i risultati sottoforma di
grafici che rendono quindi più semplice ed immediato analizzare la variazione di alcune
grandezze importanti dei nodi (le tensioni ad esempio). In Figura 5.3 sii riporta un esempio di
visualizzazione dell’andamento delle tensioni della rete analizzata secondo un grafico a
barre24, mentre in Figura 5.4 si dimostra come il programma sia in grado di tracciare anche
uno schema unifilare della rete.
Figura 5. 3 - Grafico a barre dell'andamento delle tensioni.
Figura 5. 4 - Schema unifilare della rete graficato dal programma ATLANTIDE.
24
Purtroppo la quantità importante di nodi che compone la rete fa si che i nomi si sovrappongano in parte.
75
CAPITOLO 5
IL PROGRAMMA
In coda a questa breve panoramica circa le potenzialità di questo programma è doveroso
rilevare anche ciò di problematico esso porta con sé. Questo è un unico aspetto e riguarda un
importante utilizzo della preziosa memoria RAM che esso fa.
È vero anche che non tutte le variabili vengono salvate in essa come ad esempio avviene
con i valori delle tensioni nodali, ma allo stesso tempo l’utilizzo che il programma fa di
questo decisivo elemento di un calcolatore è comunque davvero sostanzioso. Criticamente è
però da dire che d’altro canto lo si sta in ogni modo utilizzando per simulare il
funzionamento di una rete di dimensioni tutt’altro che trascurabili.
5.2.2
CALCOLO DI LOAD FLOW
Il programma ATLANTIDE, come visto in fase di descrizione della finestra principale, è
nato per svolgere calcoli di load flow sia istantanei (relativi ad una specifica data inserita nel
pannello di controllo), sia ripetuti all’interno di uno specifico periodo (inserendo la data di
inizio del calcolo, la data di termine e il passo che si vuole avere tra il calcolo di un load flow
ed il successivo). Il metodo di calcolo di load flow utilizzato nell’analisi della rete di
distribuzione oggetto di studio è stato quello di Newton Raphson, ma è possibile scegliere
anche tra i metodi di Newton Raphson disaccoppiato (o metodo di Carpentier) e il metodo di
Newton Raphson disaccoppiato veloce (noto meglio come metodo di Scott).
METODO DI NEWTON RAPHSON
Essendo il sistema in analisi composto da un notevole numero di equazioni algebriche
non lineari visto che la rete è composta da più di un centinaio di nodi e visto che per la stessa
rete si vogliono studiare diverse condizioni di funzionamento, la risoluzione di tale sistema
non può che avvenire attraverso metodi di calcolo numerico quale quello di Newton
Raphson.
Nodo di Saldo:
0
(5.1)
Nodi dei generatori:
…
…
(5.2)
76
CAPITOLO 5
IL PROGRAMMA
Nodi di carico:
…
…
(5.3)
Dove
e
sono parte reale e parte immaginaria della tensione del nodo s-esimo,
mentre
e
sono parte reale e parte immaginaria dell’ammettenza di rete calcolata
andando ad iniettare corrente in n e misurando la tensione E (cortocircuitando gli altri nodi,
quindi E = 0 ∀ i≠s) e dove i tre sistemi 5.1, 5.2 e 5.3 si trovano a formare un unico sistema
rappresentante l’intera rete.
Quello di Newton Raphson è storicamente un metodo che permette di ottenere una
soluzione sufficientemente approssimata di sistemi come quello in analisi attraverso criteri di
approssimazioni successive.
Per spiegare brevemente il principio di funzionamento di questo metodo si può supporre
di andare a considerare un sistema di equazioni non lineari come quello seguente:
# $, &, '
" $, &, '
) $, &, '
#(
)(
(5.4)
Dove #(, , )( sono i termini noti.
Assegnando alle variabili (modulo e fase delle tensioni di ogni nodo) nell’istante iniziale
una terna di valori presi a caso vicino alla soluzione del sistema (x0, y0, z0), si commetterà
inevitabilmente un errore pari a:
∆#+
"∆ +
∆)+
#(
)(
# $+ , &+ , '+
$+ , &+ , '+
) $+ , &+ , '+
(5.5)
Per tale motivo bisognerà cercare quali sono gli incrementi ,$+ , ,&+ , ,'+ da dare alle
variabili $+ , &+ , '+ cosicché le funzioni si incrementino di ,#+ , , + , ,)+ .
77
CAPITOLO 5
IL PROGRAMMA
Sviluppando allora in serie di Taylor le equazioni, ed evitando di procedere oltre gli
ordini superiori, si può scrivere la relazione 5.6, determinando così le correzioni
approssimate ,$+ , ,&+ , ,'+ della soluzione lineare:
.#
/
.$ +
.
,$+ - /
.$ +
.)
,$+ - /
.$ +
,$+ -
.#
,&+ - /
.& +
.
,&+ - /
.& +
.)
,&+ - /
.& +
.#
,'+ - /
.' +
.
,'+ - /
.' +
.)
,'+ - /
.' +
∆#+
∆
+
∆)+
(5.6)
Dove i termini tra parentesi (es. 0 4 ) indicano le derivate parziali calcolate rispetto la
13
12
+
terna $+ , &+ , '+ .
A questo punto si riesce a trovare la nuova terna di valori:
$
5&
'
$+
&+
'+
,$+
,&+
,'+
(5.7)
Si può trovare la nuova terna di scarti ΔA , ΔB , ΔC sempre utilizzando la relazione 5.5,
e di seguito ricercare le nuove correzioni ,$ , ,& , ,' che soddisfino il nuovo sistema 5.8:
.#
,$ - /
.$
.
,$ - /
.$
.)
,$ - /
.$
.#
,& - /
.&
.
,& - /
.&
.)
,& - /
.&
.#
,' - /
.'
.
,' - /
.'
.)
,' - /
.'
∆#
∆
∆)
(5.8)
Riportando tale ragionamento ad un sistema di n variabili,
; $ ,$ ,…,$
; $ ,$ ,…,$
:
…
; $ ,$ ,…,$
&
&
&
(5.9)
e procedendo per tentativi come da teoria, si può dire che questo sistema è scrivibile
come:
78
CAPITOLO 5
IL PROGRAMMA
; $
; $
; $
,$ , $
,$ , $
+
+
,$ , $
+
,$ , … , $
,$ , … , $
…
,$ , … , $
+
+
+
+
+
+
,$
,$
,$
&
&
&
(5.10)
Procedendo con lo sviluppo in serie di Taylor di tali equazioni si ottiene:
;
;
;
+
+
+
$ ,$ ,…,$
+
+
$ +, $ + , … , $
$ +, $ +, … , $
.; +
,$
.$
.; +
,$
.$
+
+
,$
+
.; +
.$
…
.; +
,$
.$
.; +
,$
.$
,$
.; +
.$
…
…
…
.; +
,$
.$
.; +
,$
.$
,$
.; +
.$
&
&
&
(5.11)
Che è un sistema scrivibile in forma compatta, matriciale, con la seguente relazione:
|; + |
|=+ | |,$|
|&|
(5.12)
Dove:
• |; + | è la matrice delle funzioni trovate nel primo tentativo;
•
•
|=+ | è la matrice delle derivate delle f di primo tentativo;
|,$| è la matrice degli incrementi di x;
Raccogliendo si potrà trovare l’incremento |,$| da dare nell’iterazione successiva:
|,$|
|=+ |> ?|&|
|; + |@
(5.13)
Questo procedimento va avanti per iterazioni successive fintanto che non ci si avvicina
abbastanza alla soluzione del problema.
Applicando tale metodo ai flussi di potenza, avremo che per noi sarà:
•
•
•
•
&A saranno tutti i valori noti ai nodi:
A,
A,
A;
$ saranno le nostre incognite espresse in modulo e fase:
,B ;
,$ saranno gli incrementi di moduli e argomenti: , , ,B ;
1CD
1E
1F
1F
1J
1J
saranno: 1HG , 1IG , 1HG , 1IG ;
D
D
D
D
79
CAPITOLO 5
IL PROGRAMMA
Il sistema che si dovrà risolvere può allora essere rappresentato dalla seguente
espressione matriciale:
.
M.B
.
.B
,
K L K
,
L
.
,B
. MK L K
,
.
L
.
(5.14)
METODO DI CARPENTIER
Il metodo di Carpentier sfrutta invece l’ipotesi che le resistenze chilometriche di un tratto
di linea siano inferiori alle reattanze chilometriche. Sotto un’ipotesi di questo tipo si può dire
che la variazione di fase ∆θ che vi può essere tra le tensioni di due nodi adiacenti viene ad
incidere solo sulla variazione di potenza attiva ∆P, mentre la variazione di potenza reattiva
∆Q non viene influenzata. Ciò che invece può influenzare in maniera importante i valori di
flusso di potenza reattiva è una variazione del modulo delle tensioni presenti negli stessi due
nodi ∆E.
Queste considerazioni permettono di andare a studiare il sistema per il calcolo dei flussi
di potenza non più come unico sistema di dimensioni rilevanti, ma come due sistemi
(matrici) separati in cui andare a vedere come una variazione dei moduli ∆E o una variazione
delle fasi ∆θ incidono sulle variazioni ∆Q e ∆P.
|, |
|, |
N
N
.
N |,B|
.B
.
N |, |
.
(5.15)
METODO DI SCOTT
Scott aggiunge invece un’ulteriore ipotesi. Esso sostiene che se gli angoli sono molto
piccoli (quindi tendenti a zero), il valore del coseno tende ad 1 mentre quello del seno tende
chiaramente a zero. In questo modo, svincolandosi da uno studio ai numeri complessi, la
velocità di calcolo aumenta di molto.
N
,
N
,
N
N
| | | ,B|
|
| |, |
(5.15)
80
CAPITOLO 5
IL PROGRAMMA
Il metodo di Carpentier, così come quello di Scott, si basano allora sull’ipotesi
fondamentale che la resistenza sia trascurabile rispetto la reattanza. Tale ipotesi è però
accettabile se si considerano in particolare reti di trasmissione e quindi in AT, mentre non lo
è per reti di distribuzione in MT e BT ove i valori di resistenza e reattanza sono dello stesso
ordine di grandezza. È anche per tale motivo che il metodo di calcolo utilizzato è stato quello
di Newton Raphson.
Enunciati i 3 metodi possibili per la risoluzione di un calcolo di load flow, vediamo come
il programma esegue questo calcolo e quindi quali sono i principali script. Il file che
permette di eseguire lo studio di load flow si chiama “EseguiLF.m” che è lo script principale
per il calcolo di load flow e si prodiga per eseguire un calcolo di load flow in ogni istante
desiderato. Esso è composto di diverse parti tra function e programmi. Abbiamo:
•
“MkBaseTempi.m”: Aggiunge alla variabile LF (struttura di array che contiene i
risultati dei load flow eseguiti) la voce “.Date” e “.Day” e al contempo lancia
“Infostato()”che stampa nella finestra principale vista in Figura 5.2 una barra che
permette di studiare l’andamento del calcolo;
•
“LDDiagrammi.m”: Lancia gli script “DatiTipoDC.m” e “DatiTipoDP.m” che sono
due strutture contenenti i dati dei diagrammi di carico (“DCDay”, ”DCWeek”,
”DCMouth”, “DCYear”) e i dati dei diagrammi di produzione (“DPDay”,
”DPWeek”, ”DPMouth”, “DPYear”);
•
“Impostadati.m”: è lo script che si occupa di riordinare i nodi secondo il seguente
ordine:
Nodi di Generazione che iniziano con il nodo di saldo, quindi nodi PV e infine
quelli di tipo PQ;
Nodi di Carico;
Nodi Non Connessi;
•
“MtLinTra.m”: è lo script che si occupa di calcolare la matrice delle ammettenze
nodali Yn a partire dal calcolo dei parametri dello schema a π equivalente Ys
(componente sinistra), Yd (componente destra) e Yl (componente longitudinale); ciò
viene fatto per ogni lato della rete: linee e trasformatori. A questo punto vengono
calcolate, per Ys, Yd e Yl, la matrice di incidenza Mincidenza e la matrice primitiva
Yprimitiva con le quali è possibile trovare la matrice delle ammettenze nodali
Yretebase. Sommando poi i contributi delle matrici Yretebase di Ys, Yd eYl si
ottiene la matrice Yretebase totale che essendo composta di molti zeri è riscritta
come matrice sparsa Yn cosicché si possa ottenere un recupero di spazio in
memoria;
•
“Yseqdir.m”: è lo script che si occupa di modificare i valori appena trovati con Yn
di modo da tenere in giusta considerazione gli sfasamenti introdotti dalla presenza di
trasformatori nella rete;
•
“CINR.m”: questo è lo script che si occupa di definire le condizioni iniziali per il
calcolo di Newton Raphson, memorizzandole nelle variabili:
81
CAPITOLO 5
IL PROGRAMMA
Limit (20) è il massimo numero di iterazioni concesse al programma;
itNR3, nel caso si utilizzi come nel nostro caso il metodo di Newton Raphson,
va posto pari a zero visto che è il massimo numero di iterazioni ammessa con
il metodo di Newton Raphson disaccoppiato veloce;
TollPNR3 (10-3) è la tolleranza del metodo;
TollQNR3 (10-3) è la tolleranza del metodo;
Eseguiti questi programmi inizia il calcolo vero e proprio. Viene quindi eseguito un ciclo
for della grandezza del numero di load flow che si vuole eseguire (il numero di load flow
nLF sarà 1 se si vuole fare un calcolo di load flow istantaneo, altrimenti sarà nLF > 1).
All’interno di questo ciclo viene chiamato lo script “CalcoloLF.m” che ha il compito di
eseguire il calcolo delle tensioni nodali. Esso viene richiamato una sola volta per ogni load
flow sempre che non venga richiamato anche lo script “CheckTap”.
Osservo infatti, come è anche possibile vedere in APPENDICE B, che vi è anche la
presenza di uno script che si chiama appunto “CheckTap”. Esso ha il compito di tenere in
considerazione la possibilità che il trasformatore regolatore di rete sia in grado di eseguire la
variazione del rapporto spire sotto carico (sono cioè del tipo a variatore sotto carico), perciò
se nel calcolo istantaneo di load flow si hanno dei valori di tensione al secondario del
trasformatore che fuoriescono dalla Dead Band (DB), il calcolo viene ripetuto in
quell’istante dopo essere andati a variare il rapporto di trasformazione e la cosa si ripete
finché non si ritorna con valori di tensione all’interno della DB25.
Lanciato “CalcoloLF.m”, questo richiama a sua volta i seguenti script facenti parte della
libreria metodi:
•
“VdTGenCarLF.m”: si occupa della creazione delle matrici |V |, |PV| e |PQ| oltre al
vettore delle tensioni di base |VRS T |;
•
“Pstima.m”: si occupa di fare una stima iniziale così da avviare il calcolo. Se nLF =
1 si pone come valore iniziale della tensione del nodo di saldo modulo 1 e fase 0,
mentre per i nodi PV il modulo resta uguale a quello contenuto in PV e fase nulla.
Questi valori vengono poi pesati con lo sfasamento apportato dalla presenza di
trasformatori in rete. Se invece nLF ≠ 1, viene presa per stima il valore di tensione
trovato nel load flow precedente;
•
“Matrici.m”: definisce delle matrici utili al calcolo dei vettori P e Q;
•
Vengono a questo punto richiamate tre function:
Patt: permette di calcolare la matrice colonna della potenza attive nei nodi PV
e PQ;
Qreatt: calcola la matrice colonna delle potenze reattive nei nodi PV e PQ;
Scarti: calcola la matrice degli scarti delle potenze attive nei nodi PQ e PV e
gli scarti delle potenze reattive nei nodi PQ;
25
Nel caso non si riuscisse in questo scopo, viene segnalato a video, nella command window, una possibile oscillazione
ripetuta che sta ad indicare all’operatore che il trasformatore di rete non è riuscito a mantenere la tensione entro la banda
desiderata.
82
CAPITOLO 5
IL PROGRAMMA
•
Fatto ciò viene lanciato lo script “NR1.m” relativo al metodo di Newton Raphson
precedentemente spiegato (“NR2.m” e “NR3.m” sono relativi ai load flow secondo i
metodi di Newton Raphson semplificati). Questo script lancia un ciclo la cui
lunghezza è direttamente legata a TollP, Limit e TollQ all’interno del quale
vengono:
Create |H|, |L|, |N| e |J| sottomatrici che permettono di creare lo Jacobiano;
Lanciando la function “Jaco” viene creata la matrice Jacob;
Viene quindi fatta una correzione su moduli e fasi dei potenziali lanciando lo
script “Corr”;
A questo punto si possono definire le potenze attive P e reattive Q
richiamando le function Patt e Qreatt;
Infine si rifà un aggiornamento del vettore degli scarti lanciando la function
“Scarti”;
•
Concluso il calcolo, viene salvato in LF.En la matrice delle tensioni E che contiene
moduli e fasi dei nodi.
In ultima, terminati i load flow previsti, il programma si appresta a stampare a video i
risultati secondo un diagramma a barre del tipo di quello di Figura 5.3.
5.2.3
CALCOLO DI HOSTING CAPACITY
Al fine del calcolo di Hosting Capacity della rete si è scelto, come detto, di andare a
considerare la violazione di soli tre vincoli ritenuti i più significativi:
•
Vincolo di Variazioni Rapide di Tensione pari al 4% così da porsi in condizioni più
vincolanti per la rete;
•
Vincolo di Variazioni Lente di Tensione (-4% di Vn e +10% di Vn);
•
Vincolo di Limite di Transito per la rete (le portate considerate sono state quelle
nominali pesate con un fattore di riduzione di 0,8);
Per questo tipo di calcolo ricordo che si è scelto di procedere innanzitutto con un primo
ciclo di load flow in “EseguiLF.m” che interessasse un determinato periodo voluto e quindi
si è inserito un numero di cicli for pari al numero di feeder della rete che rilevassero il
momento di massimo e minimo della tensione di ciascun nodo della rete MT e l’istante in cui
ciò avviene. Questa semplice scelta è stata fatta per ridurre il costo computazionale
dell’analisi che altrimenti sarebbe stato molto alto. Al contempo si salva anche l’intero
vettore LF.En per ogni istante di massimo e minimo.
Fatto ciò si lancia un piccolissimo ciclo for che permette di variare la tipologia di analisi
che viene eseguita. La variabile SIM va così da 1 a 3, dove per:
•
SIM = 1: si analizza la rete considerando se è il nodo a cui è allacciato il generatore
fittizio ad uscire dai limiti;
83
CAPITOLO 5
IL PROGRAMMA
•
SIM = 2: si analizza la rete considerando se è un nodo qualsiasi della rete ad uscire
dai limiti;
•
SIM = 3: si analizza la rete considerando la potenza limite per sovraccarico dei
componenti di rete (nel nostro caso le linee);
Scelta la tipologia di simulazione che si desidera vengono lanciati due script:
•
“HCVariazioniRapide.m”;
•
“HCVariazioniLente.m”;
Questi due script si limitano a richiamare a loro volta uno script di Hosting Capacity
Capa
il
primo (“EseguiLFHCVR.m”)
VR.m”) e due il secondo (“EseguiLFHCVL10.m”
(“
VL10.m” e
“EseguiLFHCVL4.m”), che svolgeranno il calcolo vero e proprio dell’Hosting Capacity
della rete, una volta conclusi gli
li EseguiLF di rito per la definizione degli istanti di minima e
massima tensione.
Il primo permette di valutare la violazione del vincolo di variazioni rapide,
apide, mentre gli
altri due analizzano la possibilità che la tensione esca dal range imposto per le variazioni
lente.
ente. Per quanto riguarda invece l’analisi di violazione delle portate dei conduttori che si
avvia con SIM=3, questa viene fatta direttamente inserendo un ciclo all’interno degli script
di analisi delle variazioni di tensione.
Conclusi gli EseguiLF di Hosting Capacity i risultati vengono richiamati nei due file
“HCVariazioniRapide.m” e “HCVariazioniLente.m” e quindi stampati in diversi fogli di file
con estensione .xls.
Volendo ora cercare di capire cosa accade all’interno dei file che eseguono il calcolo di
load flow istantanei in relazione all’analisi di Hosting Capacity, possiamo andare ad
analizzare il solo “EseguiLFHCVR
VR.m” dal momento che quelli relativi alle variazioni lente
l
funzionano nello stesso modo se non per alcune modifiche che permettono di considerare
con
proprio il vincolo di variazioni lente
l
e dalla presenza dello script “CheckTap” che tiene
conto della possibilità che il trasformatore
trasformatore possa regolare il proprio rapporto spire.
spire
“EseguiLFHCVR.m” è costituito da una prima parte ove avviene l’inizializzazione dei
vettori poi utilizzati per la definizione della violazione dei vincoli,
vincoli quindi vi è una
concatenazione di un ciclo for e un ciclo while ed infine la memorizzazione dei risultati.
risultati
Inizialmente vi è infatti un ciclo for che permette di andare a considerare tutti i nodi di un
feeder: è un ciclo lungo quanto il vettore più grande dei vettori contenenti i nomi dei nodi
costituenti ciascun feeder (Figura
Figura 5.5).
Figura 5.
5 5 - Parte iniziale di "EseguiLFHCVR.m" .
84
CAPITOLO 5
IL PROGRAMMA
Entrati in questo ciclo,
ciclo come si può in parte vedere da Figura 5.5, il programma richiama
l’istante in corrispondenza del quale il primo nodo del feeder ha avuto il suo massimo di
tensione o minimo (dipende quale variabile arriva dal main “HCVariazioniRapide.m”: se
min = 0 e Max = 1 allora si pone a cercare il massimo di tensione, altrimenti se min = 1 e
Max = 0 il programma
mma va a porsi nell’istante di minima tensione per il nodo) e al contempo
viene anche richiamato l’intero vettore delle tensioni LF.En salvato in precedenza e il giorno
considerato (1 se Lunedì, 2 se Martedì, ecc).
ecc)
Questo permette cioè di andare a fare un unico calcolo di load flow istantaneo in
corrispondenza dell’istante di carico minimo (o di carico massimo).
Impostato l’istante da analizzare,
analizzare il programma avvia un secondo ciclo, questa volta di
tipo while, che permette di andare ad inserire un generatore
generatore di potenza crescente (il passo di
incremento è stato supposto di 0,5 MVA) nel nodo in analisi. Nella realtà, per problemi di
calcolo, si è scelto di non andare a creare
creare un generatore che si sposta di nodo in nodo (in
quanto questa categoria, per come è stato
stato creato il programma, viene ad essere memorizzata
nella parte iniziale del vettore di load flow e anche invertendo il posto del nodo col
generatore e il posto che il nodo occupava prima di allacciare il generatore stesso su di esso,
rimanevano problemi di stabilità di calcolo), ma si è scelto di andare ad inserire un carico di
potenza negativo che all’atto pratico ha le stesse identiche conseguenze di un generatore di
potenza positiva.
Per poter incrementare la potenza installata in un nodo si è quindi pensato di creare una
function chiamata AttPQ che permette di attualizzare all’istante analizzato la matrice PQ
contenente in prima colonna il valore delle potenza attive dei nodi di tipo PQ della rete e in
seconda colonna ill valore delle potenze reattive,
reattive, quindi si somma la potenza generata dal
generatore fittizio (che per sue caratteristiche è solo attiva) alla riga di PQ corrispondente al
nodo di connessione del generatore stesso. Risistemata tale matrice viene chiamato
chiamat lo script
“CalcoloLFHC.m” che permette di ricalcolare i flussi di potenza in rete con la nuova potenza
iniettata nel nodo col generatore.
Figura 5. 6 - Ciclo while presente in "EseguiLFHCVR.m".
85
CAPITOLO 5
IL PROGRAMMA
Si vanno così a fare tanti load flow istantanei quanti sono necessari a creare la violazione
di uno dei vincoli imposti con generatore nel nodo r-esimo che incrementa la proprio potenza
(fino ad un massimo di 10 MVA). Ciò è evidenziato anche in Figura 5.6.
La violazione dei vincoli scelti viene controllata attraverso dei cicli che chiaramente
vanno a determinare le variazioni di tensione istantanee nel caso delle variazioni rapide26,
mentre nel caso delle variazioni lente, come annunciato in precedenza, si sceglie di far
intervenire il variatore sottocarico che caratterizza il trasformatore di cabina, nell’ipotesi che,
essendo la variazione di tensione da controllare una variazione che non avviene a causa
dell’avvio o del distacco repentino del generatore ma che avviene nel tempo, esso sia in
grado, nel caso ce ne sia bisogno, di sistemare i valori di tensione dei feeder.
Trovati i nuovi risultati di load flow si procede quindi con una serie di cicli che
permettono di:
•
Salvare le tensioni lungo i feeder nel momento di violazione del vincolo e nella
condizione di rete ancora senza generatore così da poter eventualmente rilevare
possibili problemi nel profilo da tensione;
•
Controllare la violazione del vincolo voluto (variazione rapida entro il 4% rispetto il
valore di tensione nell’istante iniziale Pgen = 0 o variazione lenta compresa tra il -4%
e il +10% della tensione nominale);
•
Controllare le correnti di linea (variazione dei limiti dettati dalle portate dei
conduttori);
Infine, una volta usciti dallo script “HCVariazioniLente” (dopo aver prima eseguito
“HCVariazioniRapide”), si torna a “EseguiLF” dove viene lanciato lo script
“IPROTEZIONI.m” del tutto simile a “EseguiLFHCVR”, “EseguiLFHCVL10” e
“EseguiLFHCVL4”, che permette di andare ad inserire il generatore fittizio sul primo nodo
(fuori cabina primaria) di ciascun feeder e quindi incrementarne la potenza fintanto che sul
tratto che va dal nodo alla cabina primaria stessa si abbia inversione di flusso.
Volendo infine ripetere il calcolo di Hosting Capacity di linea similmente a quanto
avvenuto nei progetti pilota, è stato anche creato uno script nominato IPROTEZIONIHCsl
del tutto simile ad IPROTEZIONI ma che permette di calcolare la potenza che il generatore
fittizio allacciato al primo nodo di feeder deve possedere per comportare un flusso inverso di
energia nei primi tratti delle linee uscenti dalla cabina primaria tale da portare a saturazione
la portata dei conduttori o a violare i vincoli dati dalle protezioni supposti pari a 250 A.
26
Come si vedrà al CAPITOLO 7, il calcolo delle Variazioni Rapide, non potendo fare un’analisi dinamica, viene fatto facendo
due distinti calcoli di load flow istantanei e si opererà la differenza dei valori di tensione prima e dopo aver allacciato al nodo il
generatore fittizio.
86
CAPITOLO 6
LA RETE MT LA RETE MT IN ANALISI
CAPITOLO 6
LA RETE MT IN ANALISI
6.1
IL SISTEMA ELETTRICO ITALIANO
Il sistema elettrico italiano è suddiviso in tre diversi livelli:
Produzione Dell’Energia;
Trasmissione Dell’Energia;
Distribuzione Dell’Energia;
La produzione, come è noto, può avvenire sia utilizzando materie prime che il pianeta
terra ci fornisce (carbone, gas, petrolio), sia utilizzando energia fornita dal sole, vento ed
acqua (energia da fonti rinnovabili). Nonostante le seconde stiano prendendo fortemente
piede negli ultimi anni, per ora gran parte dell’energia viene ancora prodotta in centrali
elettriche che “ricavano” elettricità a partire da fonti primarie.
Le linee in partenza dalle centrali formano il sistema di trasmissione fondamentalmente a
150 kV-220 kV-380 kV e che in Italia è gestito da Terna S.p.A. Il sistema di trasmissione
costituisce il “sistema nervoso centrale” del sistema elettrico italiano ed è una rete di
estensione vastissima con frequenti interconnessioni con altre reti nazionali così a formare
vere e proprie reti a livello continentale.
Per ciò che riguarda la rete di distribuzione in AT, con livelli di tensione che vanno dai
132 kV ai 150 kV, è possibile dire che il compito che spetta a questa parte di rete è quello di
andare ad alimentare, oltre ai rari clienti che hanno un punto di collegamento con la rete AT
stessa, quelle che risultano essere le sorgenti della rete di distribuzione in MT: le cabine
primarie.
Questa rete, detta di distribuzione primaria, riceve a sua volta alimentazione dalle linee
AAT che si interfacciano con quelle AT grazie a trasformatori tipicamente di taglia pari a
160 o 250 MW. La rete in AT è una rete di tipo magliato che alimenta le cabine AT/MT con
collegamenti in entra-esci che portano a considerare la rete divisa in isole di modo da avere
una maggiore sicurezza dal punto di vista dell’affidabilità d’esercizio.
In uscita dalle cabine AT/MT inizia invece la rete di distribuzione MT a 15-20 kV,
anch’essa di tipo magliato ma pensata per essere di tipo radiale e che può essere divisa in
base alla tipologia di linee che impiega (linee aeree o cavi). Quest’ultima fase del sistema
italiano consta della consegna dell’energia elettrica attraverso linee in media tensione e bassa
tensione agli utenti che la richiedano.
Per ciò che riguarda la rete di subtrasmissione e in particolare di distribuzione, possiamo
considerare una divisione in tre livelli:
Rete di subtrasmissione: che permette di trasportare l’energia elettrica dai nodi della
rete di trasmissione agli utenti principali e ai punti di alimentazione delle reti di
distribuzione;
87
CAPITOLO 6
LA RETE MT LA RETE MT IN ANALISI
Rete di distribuzione in MT: che costituisce la prima rete di distribuzione capillare
dalle stazioni che sono alimentate dalla rete di subtrasmissione sino alle cabine
utente. La sua configurazione è possibile solitamente pensarla come radiale ma
all’atto pratico essa può anche essere vista, come detto, come se fosse magliata
grazie alla presenza di molte interconnessioni. Le linee della rete MT arrivano poi
alle cabine secondarie preposte alla trasformazione da livelli di tensione MT a
tensioni BT (380V e 400V);
Rete di distribuzione in BT: è allora quel tratto di rete che permette di consegnare
l’energia elettrica prodotta fino alla piccola utenza diffusa sul territorio;
A noi interesserà proprio il secondo di questi tre livelli.
Infine è da dire che già nel CAPITOLO 1 si è visto come l’attuale rete di distribuzione di
energia elettrica italiana venga esercita in gran parte ancora in maniera passiva, con flussi
energetici unidirezionali che vanno da livelli di tensione più alti verso quelli più bassi.
Essendo ciascuna cabina dedicata ad alimentare un tratto di rete MT (appartenente a società
diverse da zona a zona), è chiaro anche che lo sviluppo di una rete MT e quindi anche di ciò
che vi è a monte, è condizionato alla conoscenza della dinamica dei carichi che vengono
alimentati.
6.2
LA RETE DI VERONA: GENERALITÀ
Nel caso in analisi, la rete di distribuzione in MT analizzata è una porzione della rete di
Verona di proprietà di AGSM VERONA SPA. Volendo fare una breve presentazione
dell’ambito in cui la rete studiata si trova, forse è interessante sapere che AGSM Verona Spa
è l’azienda veronese che si occupa della gestione e dell’erogazione dei servizi di energia
elettrica, gas, calore, illuminazione pubblica oltre ad occuparsi di efficienza energetica degli
edifici, della rete di telecomunicazione in fibra ottica e della rete di mobilità e traffico della
città scaligera.
Figura 6. 1 - Struttura AGSM.
88
CAPITOLO 6
LA RETE MT LA RETE MT IN ANALISI
Il Gruppo AGSM, nato nel 1898, è uno dei più importanti operatori nel settore delle
utility nella regione Veneto ma è anche tra i primi dieci a livello nazionale.
AGSM distribuisce calore alla rete di teleriscaldamento della città, gestisce gli impianti
termici degli immobili comunali a partire dal Municipio stesso fino ad arrivare ad asili,
biblioteche, musei e scuole materne.
L’attività del Gruppo comprende sia la gestione operativa degli impianti tecnologici sia le
operazioni di rapporto tecnico commerciale con la clientela come il preventivo dei lavori, la
gestione dei contratti e degli allacciamenti, la misurazione dei consumi energetici e la loro
fatturazione.
Tra i diversi aspetti che caratterizzano l’azienda vi è quello che prevede, da parte della
Società, lo sviluppo della attività di produzione di energia elettrica e calore impegnando
anche le fonti primarie rinnovabili, entrate in funzione proprio nel 2011.
Nel caso particolare della gestione dell’energia elettrica, è possibile dire che AGSM
Distribuzione S.p.A. provvede, per conto degli utenti finali, ad allacciare il cliente stesso alla
rete oltre a tutte quelle attività legate alla gestione dell’impianto fino al contatore, mentre
AGSM Trasmissione S.r.l. si prende cura dello sviluppo e della manutenzione delle linee di
trasmissione di energia in AT e di proprietà di AGSM stessa. A riguardo delle attività di
distribuzione dell’energia, è infine da dire che AGSM Verona SpA è proprietaria delle reti
elettriche in MT e BT nei Comuni di Verona e Grezzana; l’energia elettrica arriva in AT e
AAT (220 e 130 kV) alle stazioni elettriche ove avviene la trasformazione a 10 o 20 kV.
Attraverso ulteriori cabine di trasformazione la tensione viene portata a 220 o 380 V e quindi
consegnata ai clienti finali.
6.3
LA CABINA PRIMARIA
La rete elettrica, come già visto tra l’altro al CAPITOLO 1 e 6.1, è possibile pensarla
come suddivisa su piani con livelli di tensione distinti. Comunemente si prevede che vi possa
essere una suddivisione in tre livelli:
Bassa Tensione (BT) per tensioni fino ad 1 kV;
Media Tensione (MT) per tensioni comprese tra 1 kV e 30 kV;
Alta Tensione (AT) per tensione superiori ai 30 kV;
Per quanto riguarda la Media Tensione, livello che interessa lo studio presentato in questo
elaborato, si possono avere secondo definizione del CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano)
tre tensioni da utilizzare per reti di distribuzione in MT: 10 kV, 15 kV e 20 kV.
Nel caso in analisi, si ha a che fare con una cabina primaria che permette il passaggio
prima dai 220 kV ai 132 kV (in realtà, a causa del variatore del trasformatore troviamo 130
kV al secondario, perciò più avanti si farà riferimento a questo valore di tensione) e quindi
dalla rete AAT ad una sbarra in AT, quindi un passaggio dai 132 kV ai 10 kV delle linee
oggetto di analisi e anche ad una sbarra a 20 kV, di cui però non si è tenuto conto durante la
valutazione.
89
CAPITOLO 6
LA RETE MT LA RETE MT IN ANALISI
SBARRA 220 kV
SBARRA 130 kV
SBARRA 10 kV
SBARRA 20 kV
FEEDER 1
FEEDER 2
FEEDER 3
Figura 6. 2 - Schema Cabina Primaria.
La rete studiata consta quindi di tre feeder:
Feeder 1, rappresentato dal colore rosso;
Feeder 2, rappresentato dal colore blu;
Feeder 3, rappresentato dal colore verde;
Tutti e tre i feeder sono alimentati a tensione nominale di 10 kV attraverso, come si vede
dallo schema della cabina primaria di Figura 6.2, tre trasformatori di cui due caratterizzati
dalla presenza di tre avvolgimenti (primario a 130 kV, secondario a 10 e 20 kV, terziario a
50 kV – Verona ha infatti ancora parte della rete a questo valore di tensione) ed uno con i
classici due avvolgimenti primario (AT a 130 kV) e secondario (MT a 10 kV).
In realtà però solo due dei tre trasformatori, come è possibile vedere dallo schema,
alimentano direttamente la sbarra MT a 10 kV, mentre il terzo, il secondo dei due
trasformatori a tre avvolgimenti, è normalmente dedicato all’alimentazione della sbarra a 20
kV ed è previsto che sia in grado di alimentare in ogni momento la sbarra a 10 kV in caso di
necessità.
Ai fini del lavoro è quindi possibile pensare di eliminare questo trasformatore se si pensa
ad uno studio in condizioni di normale funzionamento.
90
CAPITOLO 6
LA RETE MT LA RETE MT IN ANALISI
Rimangono così due trasformatori AT/MT: quello presente nello schema in posizione
centrale e quello posto sulla sinistra della Figura 6.2. Di questi due, al fine del calcolo, si è
scelto di mantenere il primo trasformatore in quanto dispone di una taglia in grado di
soddisfare la richiesta dei carichi e perché il parallelo dei due trasformatori non è pensabile
con il programma utilizzato.
Dal momento poi che lo studio di Hosting Capacity svolto si basa sullo studio della
capacità di accettazione da parte della rete strettamente nel rispetto di alcuni importanti
vincoli già evidenziati al CAPITOLO 2, si è anche scelto di portare il nodo di saldo (il cui
valore del modulo in p.u. è, diversamente dal solito, posto a 1,03) in corrispondenza del nodo
a 130 kV, bypassando, in certo qual modo, i due trasformatori AAT/AT.
La nuova cabina primaria è cosi diventata quella presente in Figura 6.3.
NODO DI
SALDO
SBARRA 130 kV
SBARRA 10 kV
FEEDER 1
FEEDER 2
FEEDER 3
Figura 6. 3 - Schema Cabina Primaria Semplificata.
91
CAPITOLO 6
LA RETE MT LA RETE MT IN ANALISI
6.4
I FEEDER
Per quanto riguarda la rete vera e propria a valle della cabina di trasformazione, come
detto essa viene ad essere composta da tre feeder:
Feeder 1;
Feeder 2;
Feeder 3;
La Figura 6.4 mostra appunto il modello unifilare della rete di MT in analisi, in cui i tre
feeder sono distinti dai colori rosso, blu e verde.
CABINA PRIMARIA
FEEDER 1
FEEDER 3
FEEDER 2
Figura 6. 4 - Rete MT originale.
92
CAPITOLO 6
LA RETE MT LA RETE MT IN ANALISI
Essendo i tre feeder composti da linee con caratteristiche che possono creare problemi
allo studio eseguito con l’ambiente di simulazione “ATLANTIDE”, ed essendoci
sezionatori, interruttori normalmente aperti o normalmente chiusi ed interruttori logici aperti,
la prima cosa che si è fatta è stata quella di andare a “ripulire” la rete da questi aspetti che
altrimenti avrebbero reso più complesso lo studio e, nel caso delle linee di lunghezza
trascurabile (nell’ordine di qualche metro), persino non raggiungibile la soluzione a causa
della nascita di una matrice Jacobiana singolare.
La rete rappresentata in Figura 6.5 è quindi la rete che è stata poi modellizzata, prima
attraverso l’inserimento dei dati caratteristici di nodi, carichi, linee, trasformatori e
generatori in un file excel di estensione “.xls” e poi inserendo le caratteristiche dei
componenti della rete in secondo foglio excel che funge appunto da libreria per i
componenti.
FEEDER 1
CABINA PRIMARIA
FEEDER 3
FEEDER 2
Figura 6. 5 - Rete MT modificata e ripulita di elementi non utili al calcolo.
93
CAPITOLO 6
LA RETE MT LA RETE MT IN ANALISI
6.5
CARATTERISTICHE DELLA RETE
La rete da me studiata consta allora, dopo le semplificazioni fatte al fine di rendere
attuabile l’analisi che si voleva perseguire, di:
3 feeder;
137 nodi;
2 livelli di tensione 130 kV e 10 kV principali e due livelli di tensione dati dai clienti
BT a 380 V e 400 V e non fondamentali ai fini dello studio in quanto a noi
interessava concentrarsi sulla rete di MT;
Potenza apparente globalmente generata di 8,12 MVA;
Potenza apparente globalmente assorbita dai carichi di circa 25,61 MVA così
suddivisa:
 Potenza attiva globalmente assorbita dai carichi di 23,98 MW;
 Potenza reattiva globalmente assorbita dai carichi di 9,00 MVAr;
Di seguito vengono riportati i parametri con cui sono stati catalogati i diversi protagonisti
della rete:
Nodi;
Linee;
Trasformatori;
Generatori;
Per ciascuna di queste categorie il programma prevede di andare a fare una prima lettura
dal file libreria dati (riportata in APPENDICE C), ove sono salvate tra l’altro le coordinate
grafiche, i collegamenti tra i diversi nodi, i collegamenti tra nodi e carichi o generatori, le
potenze nominali, le tensioni nominali ecc; una volta eseguita questa lettura, esso ricorrerà
ad una lettura per ciascun componente che viene letto dal file dati, delle rispettive proprietà
salvate in un apposita libreria componenti in APPENDICE D.
Per permettere allora al programma di ricostruire l’intera rete in analisi esiste un
collegamento tra il componente letto nel file dati e il posto ove cercare le sue proprietà
all’interno del file componenti: in generale questo collegamento è sottolineato dal suffisso
“Type” (Gen_Type, Line_Type, ecc.).
6.5.1
NODI
La rete studiata è allora caratterizzata dalla presenza di 137 nodi di cui:
Un nodo di saldo: quello a 130 kV;
85 nodi in MT (caratterizzanti i tre feeder);
94
CAPITOLO 6
LA RETE MT LA RETE MT IN ANALISI
51 nodi in BT e collegati alla rete MT attraverso trasformatori abbassatori 10 kV/
380 V o 10 kV/ 400V;
Per far poi in modo che venissero rispettate le richieste delle normative in materia di
qualità del servizio, soprattutto in relazione alla consegna di una tensione sempre compresa
tra il ±10% della tensione nominale, si è posto come limite superiore e limite inferiore per la
tensione di lavoro stessa, il valore di 95% e 105% che in p.u. sono esprimibili come
Vmin=0,95 e Vmax=1,05. Ai fini dello studio dell’Hosting Capacity è però anche da dire che
questi limiti interessano relativamente in quanto si è analizzata la violazione dei vincoli di
tensione per variazioni rapide e per variazioni lente indipendentemente da tale fascia
conservativa del ±5%.
In Tabella C.1 riportata in APPENDICE C si sono riportati i nodi della rete differenziati
secondo:
Node ID che è il nome identificativo del nodo;
Node Type che il identifica la tipologia di nodo:
6.5.2

SL indica che il nodo è il nodo di saldo in cui è mantenuta costante la tensione
in termini di ampiezza e fase;

PQ indica che il nodo è un nodo in cui sono mantenute costanti nell’arco delle
iterazioni la potenza attiva e reattiva;

PV indica invece un nodo di cui si mantengono costanti durante le iterazioni
di calcolo del load flow la potenza attiva in ingresso e tensione;
LE LINEE
Per quanto riguarda le linee che caratterizzano la rete, queste sono 84 (ove un tratto
composto da più tronchi è considerato un’unica linea) e sono riportate in Tabella C.2
(presente in APPENDICE C) già suddivise per appartenenza al feeder che vanno a comporre.
Nella tabella si trovano le diciture:
Line ID: che non risulta essere altro che il nome identificativo della linea (si osservi
che i nomi sono stati arricchiti della sigla F1, F2 o F3 a seconda del feeder a cui
appartiene una certa linea e questo per renderne più immediato il riconoscimento in
fase di studio della rete);
From: è il nodo di “partenza”;
To: è il nodo di “arrivo”;
Line Type: indica la tipologia della linea, i cui dati specifici sono riportati invece in
un’ulteriore tabella presente in APPENDICE D;
Vn [kV]: indica la tensione nominale della linea;
Lenght [km]: indica la lunghezza della linea;
N_Branches: indica il numero di tronchi che compone la linea;
95
CAPITOLO 6
LA RETE MT LA RETE MT IN ANALISI
6.5.3
I CARICHI
I 72 carichi non sono tutti collegati direttamente alla rete di distribuzione MT, difatti
buona parte, come si potrà vedere anche dai dati dei trasformatori, è collegata alla rete in BT
e perciò il loro profilo di assorbimento annuo non può essere noto ma si è “spalmato” il
profilo medio risultante dallo studio fatto a partire dalle correnti misurate nei due anni 2009 e
2011. I carichi vengono catalogati ancora una volta attraverso una tabella similare a quelle
già viste finora per linee e nodi (Tabella C.3 – APPENDICE C). Essa permette di dividere i
carichi andando ad assegnare 6 parametri per ciascun carico.
Load ID che indica il nome del carico;
Node è il nodo a cui è connesso il carico “Load ID”;
Pn [MW] è la potenza attiva nominale del carico;
Qn [Mvar] è invece la potenza reattiva nominale del carico;
Fu rappresenta il fattore di utilizzazione;
Load Type permette di assegnare al carico “Load ID” il proprio profilo presente in
un’apposita libreria presente, come le altre, in APPENDICE E;
6.5.4
I TRASFORMATORI
I trasformatori presenti nella rete, come visibile in Tabella C.5, sono in maggioranza
trasformatori abbassatori MT/BT che permettono di allacciare i carichi alimentati in BT. Ai
fini dello studio ciò che più interessa è il trasformatore che permette invece di alimentare la
rete MT, che nel caso in analisi è il TR_MT collegato tra i nodi SB_RO_130 e
SB_RO_10_A. Si può allora già dedurre che la lettura della Tabella C.5 deve essere fatta,
similmente a quanto avviene per le voci precedenti, andando a leggere nella sequenza:
Transf ID che indica il nome del trasformatore;
HV Node che è il nodo a cui è connesso il primario del trasformatore;
LV Node che è il nodo a cui è connesso il secondario del trasformatore;
Vrated1 [kV], tensione di funzionamento del primario;
Vrated2 [kV], tensione di funzionamento del secondario;
Vrif [pu], tensione di riferimento del secondario per utilizzo del variatore sotto
carico;
Tap è infine la posizione del variatore sotto carico;
6.5.5
LA GENERAZIONE
La generazione di questa parte di rete è uno dei punti più interessanti che la
caratterizzano. La rete studiata è infatti stata oggetto nel periodo 2009-2011 di un’importante
96
CAPITOLO 6
LA RETE MT LA RETE MT IN ANALISI
crescita di presenza di impianti di generazione che inizialmente non erano invece presenti.
Per tale motivo, come si vedrà, si è fatta una prima analisi di Hosting Capacity (intesa come
capacità di accettazione di potenza da parte dei nodi della rete MT nel rispetto di determinati
vincoli), trascurando i generatori presenti nella rete che sono invece stati inseriti in un
secondo momento.
I generatori di rete vengono catalogati secondo la Tabella C.6 di APPENDICE C che
vede 6 voci:
Gen ID indica il nome del generatore;
Node è il nodo a cui è connesso il generatore;
S_oper [MVA] è la potenza apparente di funzionamento;
Cosphi_oper è il fattore di potenza di funzionamento;
Gen Type permette di definire il tipo di generatore le cui caratteristiche si trovano in
una libreria apposita contenente tutte le caratteristiche tecniche dei componenti di
rete;
Profile Type riguarda, come dice il nome stesso, il profilo di generazione di “Gen
ID” e che si trova in un’apposita “Libreria Profili” (riportati in APPENDICE E)
similmente a quanto avviene per i profili di carico delle utenza;
GR [Ohm] è la resistenza di terra;
6.6
CARATTERISTICHE DEI COMPONENTI
Volendo brevemente riprendere il principio di funzionamento del programma MATLAB
utilizzato per l’analisi, è noto che la prima cosa che esso esegue una volta letto il file dati
della rete, è quella di andare a leggere le caratteristiche dei componenti appena letti dal file
dati, così da creare le variabili “Linee”, “Gen”, “Trasfo” e “Car” poi utilizzate durante il
calcolo dei flussi di potenza.
Le caratteristiche dei componenti sono memorizzate in un’apposita “Libreria
Componenti” riportata in APPENDICE D e contenente:
Una voce “Linee”;
Una voce “Trasformatori”;
Una voce “Generatori Rotanti”;
Una voce “Generatori Statici” (che risulta essere solo una predisposizione per lavori
che hanno a che fare con tale tipologia di generatori che invece non sono presenti
nella rete in analisi);
6.6.1
LE LINEE
Anche per le linee della rete, similmente a quanto avviene per i trasformatori, una volta
letto a quale tipologia si riferisce una certe linea, il programma va a leggere quali sono le
97
CAPITOLO 6
LA RETE MT LA RETE MT IN ANALISI
caratteristiche di tale tipologia di linea all’interno della “Libreria Componenti”. All’interno
di tale libreria troveremo:
Innanzitutto la voce “Line Type” che permette di avere il collegamento con il file
dati. Essa può quindi essere più semplicemente ricordata come il nome identificativo
del tipo di conduttore;
Vn [kV]: è la tensione nominale di funzionamento;
R [Ohm/km]: è la resistenza chilometrica del conduttore;
L [Ohm/km]: è l’induttanza chilometrica del conduttore;
G [S/km]: è la conduttanza chilometrica del conduttore;
Imax [A]: indica la portata del conduttore;
Sez [mm2]: è la sezione del conduttore;
Materiale;
T_max_es [°C]: è la massima temperatura di esercizio;
Da osservare è che, mentre i dati delle linee in materia di massima portata sono stati
consegnati come valori nominali, in fase di studio si è considerato, concordemente a quanto
avviene poi nella realtà, un fattore di riduzione di 0,8.
6.6.2
I TRASFORMATORI
In questa parte della libreria si trovano tutti quegli aspetti che riguardano i trasformatori
della rete. Essi sono caratterizzati da:
Transf Type che identifica il nome del trasformatore;
V1n [kV] è la tensione nominale del primario;
V2n [kV] è la tensione nominale del secondario;
vcc [%] è la tensione di cortocircuito;
pcc [%] rappresenta le perdite di carico;
Sn [MVA] è la potenza apparente nominale;
OLTC permette di capire se il trasformatore è munito di variatore sotto carico o
meno;
Tap_Min: numero di tacche del variatore rispetto alla posizione centrale;
Tap_Max: numero di tacche del variatore rispetto alla posizione centrale;
Tap [%]: indica la variazione percentuale per ogni tacca di commutazione;
DB [%] è la banda morta di insensibilità del variatore sotto carico;
Conn1: tipo di collegamento dell’avvolgimento primario;
Conn2: tipo di collegamento dell’avvolgimento secondario;
98
CAPITOLO 6
LA RETE MT LA RETE MT IN ANALISI
Group: sfasamento caratterizzante il trasformatore;
Osservo che la Dead Band assegnata, essendo non nota, è stato scelto di porla
leggermente maggiore rispetto il Tap [%] e quindi pari al 2%.
6.6.3
GENERATORI ROTANTI
Ultimi componenti di cui andare a trascrivere le caratteristiche sono i generatori. In
accordo con gli altri componenti essi sono memorizzati in una tabella con i seguenti
parametri:
Gen Type è il nome identificativo del generatore;
Sn [MVA] è la potenza apparente nominale del generatore;
Cosphi rappresenta il fattore di potenza nominale di “Gen Type”;
Vn [kV] è la tensione nominale di funzionamento;
X2d [%] è la reattanza subtransitoria diretta in termini percentuali;
Xinv [%] è la reattanza di sequenza inversa in termini percentuali;
Xzero [%] è la reattanza di sequenza zero espressa anch’essa in termini percentuali;
6.7
I PROFILI
Caratteristica molto importante ai fini dell’analisi di Hosting Capacity su di una rete
elettrica di distribuzione è la conoscenza dei profili di carico delle utenze e dei profili di
generazione.
I profili di generazione che caratterizzano la rete, come detto in precedenza, sono
esclusivamente di tipo fotovoltaico che è una tipologia di generatori il cui profilo è
facilmente ricostruibile perché ripetibile nel tempo e nello spazio senza particolari
modifiche.
La conoscenza invece dei profili di carico risulta essere molto più delicata in quanto non
così semplicemente nota. Similmente a quanto fatto nello studio riportato nella Delibera
ARG/elt 25/09, è da dire che le analisi sono state condotte senza considerare il punto di
lavoro reale della rete (in termini di flussi di corrente e di tensioni nodali), ma a differenza di
quanto avviene nella Delibera ove la definizione dei profili di carico è fatta su base statistica,
nel caso in analisi ci si avvicina molto più al reale punto di funzionamento, nonostante le
ipotesi che sono state via via introdotte per rendere attuabile lo studio.
A partire infatti dalla considerazione che ciò che un distributore si può ritenere conosca è
il profilo di alcuni carichi direttamente allacciati in MT, magari quelli richiedenti una
potenza maggiore, oltre alla corrente che può chiaramente misurare in uscita dalla cabina
primaria, i profili di carico utilizzati in tale studio sono da considerarsi realistici (anche se
non sono quelli reali) in quanto sono stati definiti a partire da reali misurazioni di
assorbimento che ciascun feeder ha segnato nel 2009 e poi, noti i profili di assorbimento di
99
CAPITOLO 6
LA RETE MT LA RETE MT IN ANALISI
alcune utenze collegate direttamente alla rete di distribuzione, si sono definiti i profili di
carico medio di tutte le utenze della rete come differenza tra la potenza misurata in partenza
ai feeder in termini relativi e la potenza, anch’essa in p.u., dei carichi noti.
Ai fini di esempio sono poi stati assegnati ai carichi anche classici profili dei carichi
residenziali, commerciali ed industriali; anche se nel CAPITOLO 7 conclusivo si riportano,
per brevità, solo i risultati relativi a 2 di questi.
6.7.1
PROFILI DI CARICO
In APPENDICE E si possono vedere i coefficienti dei profili di carico che formano la
“Libreria Profili” e che prevede la suddivisione dei profili su base giornaliera, quindi vi è
una seconda parte in cui vengono salvati i coefficienti di moltiplicazione settimanali, una
terza parte in cui vengono salvati invece i coefficienti di moltiplicazione mensili ed
un’ultima in cui vi sono i coefficienti di moltiplicazione annuali (noti anche come fattori di
crescita). Il fattore di carico risulta così essere dato da:
fdc = fdc.orario · fdc.settimanale · fdc.mensile · fdc.annuale
(6.1)
Questo fattore di carico viene poi chiaramente pesato anche con il fattore di utilizzazione
Fu che caratterizza il carico e che si può assegnare da Tabella C.5.
I profili di carico utilizzati per le simulazioni sono stati inizialmente 4:
Profilo commerciale “COM”;
Profilo costante “COST”;
Profilo industriale “IND”;
Profilo residenziale “RES”;
I loro coefficienti giornalieri, settimanali e mensili li si trova al paragrafo E.1 di
APPENDICE E, mentre l’andamento giornaliero è riportato anche in Figura 6.6.
Domestico
Industriale
Commerciale
Costante
1,2
0,8
0,6
0,4
0,2
Fattori di carico per tipologia di utenza nelle 24 ore
Figura 6. 6 - Grafici dei profili di carico giornalieri "COM", "COST", "IND" e "RES".
100
24.00
23:00
22:00
21:00
20:00
19:00
18:00
17:00
16:00
15:00
14:00
13:00
12:00
11:00
10:00
09:00
08:00
07:00
06:00
05:00
04:00
03:00
02:00
01:00
0
00:00
Fattore di carico
1
CAPITOLO 6
LA RETE MT LA RETE MT IN ANALISI
Detto ciò, dopo le prime simulazioni a titolo di studio della rete svolte andando ad
assegnare ai carichi i 4 profili appena elencati, si è andati ad assegnare ai carichi dei profili
di assorbimento più realistici. Tali profili prevedono la presenza di 7 profili noti con
sicurezza, a partire dai quali è stato possibile definire un profilo medio per gli altri carichi dei
feeder.
I profili di carico utilizzati per le simulazioni successive sono quindi stati quelli relativi ai
carichi noti:
Profilo “INTER”;
Profilo “HANG”;
Profilo “AUTO”;
Profilo “COR”;
Profilo “OFF”;
Profilo “TRAS”;
Profilo “NICO”;
A cui vanno aggiunti i profili medi degli altri carichi:
Profilo “F1”;
Profilo “F2”;
Profilo “F3”;
INTER
HANG
AUTO
1,0000
0,9000
fdc.orario [p.u.]
0,8000
0,7000
0,6000
0,5000
0,4000
0,3000
0,2000
0,1000
0,0000
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49
ISTANTE DEL GIORNO
Figura 6. 7 - Grafici dei profili di carico giornalieri dei carichi di rete – Parte Prima.
101
CAPITOLO 6
LA RETE MT LA RETE MT IN ANALISI
COR
OFF
TRAS
NICO
1,0000
0,9000
0,8000
fdc.oraio [p.u.]
0,7000
0,6000
0,5000
0,4000
0,3000
0,2000
0,1000
0,0000
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49
ISTANTE DEL GIORNO
Figura 6. 8 - Grafici dei profili di carico giornalieri dei carichi di rete – Parte Seconda.
F1
F2
F3
1,0000
0,9000
0,8000
fdc.oraio [p.u.]
0,7000
0,6000
0,5000
0,4000
0,3000
0,2000
0,1000
0,0000
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49
ISTANTE DEL GIORNO
Figura 6. 9 - Grafici dei profili di carico giornalieri dei carichi di rete – Parte Terza.
6.7.2
PROFILI DI GENERAZIONE
I profili di generazione, analogamente a quanto avviene per i carichi, sono caratterizzati
da 4 distinte tabelle riportate anch’esse in APPENDICE E ove vengono inseriti, come visto
già per i carichi, i coefficienti di andamento giornaliero di generazione, quindi i fattori di
moltiplicazione settimanali, mensili ed annuali. Sarà quindi, ancora una volta dato da una
relazione del tipo:
fdg = fdg.orario · fdg.settimanale · fdg.mensile · fdg.annuale
(6.2)
102
CAPITOLO 6
LA RETE MT LA RETE MT IN ANALISI
Nel contesto, ai fini dello studio si sono considerati solo generatori di natura fotovoltaica,
a cui si aggiungerebbe il generatore fittizio che va a cambiare la propria posizione di
generazione su tutta la rete di distribuzione MT al fine di andarne a definire la potenza di
generazione critica per la rete stessa, ma che per questioni di calcolo si è scelto, come
spiegato al capitolo precedente relativo al funzionamento del programma, di sostituire con un
carico negativo.
Si è così adottato un classico profilo di generazione di energia da fotovoltaico (vedere
APPENDICE E, paragrafo E.3). Di seguito si riporta la Figura 6.10 rappresentante il profilo
di produzione considerato per gli impianti fotovoltaici in rete.
PV
1,000
0,900
0,800
fdg.orario [p.u.]
0,700
0,600
0,500
0,400
0,300
0,200
0,100
0,000
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49
ISTANTE DELLA GIORNATA
Figura 6.10 - Grafici dei profili di generazione giornalieri.
Tale curva di generazione è possibile supporre sia la stessa per tutte le utenze di
generazione della rete, in quanto è possibile ipotizzare, con relativa tranquillità, che
l’insolazione rilevata in corrispondenza di un certo nodo della rete è la stessa di tutti gli altri,
dal momento che l’estensione della rete è si importante ma comunque tale da considerare un
meteo uguale in tutta l’area.
Per quanto riguarda invece il fattore di potenza di generazione, esso si può vedere che è
stato supposto unitario e questo perché i generatori in rete è noto essere di tipo fotovoltaico.
Per rimanere entro i limiti normativi, questa tipologia, essendo interfacciata con la rete
attraverso un convertitore statico, deve infatti erogare potenza attiva con cosφ pari:
Al più a 0,8 in ritardo (potenza reattiva induttiva) se la potenza attiva è compresa tra
0,2 e 1 p.u. rispetto la potenza nominale dell’inverter;
Se si vuole lavorare a rendimenti il più alti possibili è suggeribile mantenere il
fattore di potenza il più vicino possibile all’unità;
In anticipo quando erogano una potenza reattiva ben definita;
103
CAPITOLO 6
LA RETE MT LA RETE MT IN ANALISI
104
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
CAPITOLO 7
ANALISI DEI RISULTATI
7.1
IL CONTRIBUTO DEI PROFILI DI CARICO
Le prime simulazioni hanno avuto come scopo la presa di coscienza che l’avere a
disposizione i profili di carico delle utenze e di generazione dei produttori presenti nella rete
è un elemento fondamentale al fine dell’analisi.
Di seguito si riportano allora alcuni esempi di valutazione di Hosting Capacity con profili
di carico “standard” con lo scopo di dimostrare come la conoscenza dei profili di carico
risulti essere uno degli aspetti fondamentali al fine di un’analisi di questo tipo. Per brevità di
enunciazione si riportano però solo due casi esemplari: quello di carichi considerati
funzionanti al loro valore nominale (profilo assegnato costante) e quello di carichi
funzionanti con profilo di tipo residenziale. I risultati ottenuti, riportati di seguito sottoforma
di istogrammi, sono tabellati in APPENDICE F alle Tabelle F.1 e F.2.
7.1.1
CARICHI CON PROFILO COSTANTE
Iniziamo innanzitutto riportando il grafico con gli andamenti percentuali di nodi che
violano ciascuno dei vincoli considerati: questo non si tratta di un grafico cumulato e perciò i
nodi che violano un vincolo ad una certa potenza non compaiono a potenze maggiori. Ad
esempio, se un nodo viola il vincolo di variazioni lente di tensione in corrispondenza di una
generazione pari a 5,5 MVA, a maggior ragione esso violerà il vincolo a potenza superiori.
Per completezza in APPENDICE F sono allora riportati i grafici cumulati.
80,00%
LINEE
VARIAZIONI RAPIDE
VARIAZIONI LENTE
70,00%
60,00%
[%]
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 >10
Potenza [MVA]
Figura 7. 1 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi che violano i tre vincoli in corrispondenza della potenza
riportata in ascissa - profilo dei carichi costante.
105
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
Come è possibile vedere da Figura 7.1, ma già dai dati che si possono trovare in Tabella
F.1 (APPENDICE F) è intuibile, il vincolo legato alle variazioni lente di tensione è quello
meno stringente dei tre visto che più del 70% dei nodi è in grado di accettare una potenza
superiore a 10MVA senza mai uscire dalla banda del (-4% ÷ +10%) della tensione nominale,
mentre è molto forte, soprattutto a potenza relativamente basse, il vincolo legato alla portata
dei conduttori e questo soprattutto per quelle linee aeree che non sono vicine alla stazione di
trasformazione o anche per alcune linee in cavo vincolate da flussi di corrente che tendono a
congestionarle.
Infine in Figura 7.2 è riportato l’istogramma cumulato del caso di carichi a profilo
costante per tutto l’anno. Si vede subito che, come ci si aspettava, non vi è alcuna traccia di
nodi vincolati dal limite di variazioni lente in quanto, anche se vi sono nodi la cui
accettazione di potenza non è massima sempre in relazione al vincolo di variazioni lente,
risulta comunque che in questi nodi è più forte, in ogni caso, uno tra gli altri due limiti.
NESSUN VINCOLO VIOLATO
LINEE
VARIAZIONI RAPIDE
VARIAZIONI LENTE
100,00%
90,00%
80,00%
70,00%
[%]
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5 10
Potenza [MVA]
Figura 7. 2 - Istogramma cumulato rappresentante la percentuale di nodi con GD installabile pari al valore di potenza
corrispondente alla potenza riportata in ascissa - profilo dei carichi costante.
7.1.2
CARICHI CON PROFILO RESIDENZIALE
Ancora una volta, iniziando dalla lettura della relativa tabella dei risultati presente in
APPENDICE F (Tabella F.2), similmente a quanto visto in precedenza con la simulazione
con profili di carico costante, è chiaro che il vincolo legato alle variazioni lente di tensione è
quello meno stringente dei tre dal momento che anche ora il 60% circa dei nodi è in grado di
accettare una potenza superiore ai 10MVA senza mai uscire dalla banda fissata. È altrettanto
ovvio che invece risultano essere ancora molto forti, soprattutto a potenza basse (intorno ai
2,5-3 MVA), il vincolo legato alla portata dei conduttori, e questo ancora in maggior parte a
causa di quelle linee aeree lontane dalla cabina primaria di trasformazione.
Per poter effettuare un confronto con i grafici visti in precedenza (Figura 7.1 e Figura 7.2)
si riportano i grafici con gli andamenti percentuali di nodi che violano ciascuno dei vincoli
considerati. Quello che si noterà con non molta difficoltà è una importante differenza tra le
106
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
figure facenti riferimento agli stessi vincoli, e ciò a riprova della necessità di conoscere i
profili di carico e di generazione qualora si voglia fare un’analisi di Hosting Capacity di una
rete.
Ulteriore osservazione che si può fare è che le differenze tra i valori di potenza accettabile
dai nodi, nonostante esistano e siano riscontrabili con facilità, non sono così enormi
(mediamente nell’ordine di 0,5-1 MVA per nodo) ma questo va anche pesato al fatto che la
rete non risulta essere di dimensioni troppo grandi (il feeder più lungo ha una lunghezza di
10,5 km circa) e quindi, se già con una rete di dimensioni contenute, si riscontrano problemi,
con una rete di distribuzione di ampiezza maggiore i valori trovati possono diventare
davvero significativamente diversi e perciò anche l’errore sui risultati cresce molto.
LINEE
VARIAZIONI RAPIDE
VARIAZIONI LENTE
80,00%
70,00%
60,00%
[%]
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 >10
Potenza [MVA]
Figura 7. 3 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi che violano i tre vincoli in corrispondenza della potenza
riportata in ascissa - profilo dei carichi residenziali.
NESSUN VINCOLO VIOLATO
LINEE
VARIAZIONI RAPIDE
VARIAZIONI LENTE
100,00%
90,00%
80,00%
70,00%
[%]
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5 5 5,5 6
Potenza [MVA]
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5 10
Figura 7. 4 - Istogramma cumulato rappresentante la percentuale di nodi con GD installabile pari al valore di potenza
corrispondente alla potenza riportata in ascissa - profilo dei carichi residenziali.
107
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
7.2
HOSTING CAPACITY DELLA RETE
Compresa l’importanza dei profili di carico e quindi anche l’importanza che questo studio
viene ad avere visto che si conoscono i profili di assorbimento dei più grossi carichi di rete e
le correnti misurate in uscita dalla cabina primaria (soprattutto per quanto riguarda il limite
legato alla portata dei conduttori più che quelli legati alle tensioni), si può procedere con lo
studio dell’Hosting Capacity della rete considerando, come spiegato al CAPITOLO 6, di
assegnare ai carichi noti i propri profili di assorbimento e ai restanti il profilo di carico
ottenuto spalmando la potenza prelevata in cabina al netto di quella assorbita dai carichi
“noti”.
In modo simile a quanto avviene nello studio presentato con la Delibera ARG/elt 25/09,
per ciascun nodo di rete sono disponibili la tensione nominale e la potenza disponibile per i
nodi con clienti collegati in MT o la potenza nominale del trasformatore nel caso di cabine di
trasformazione secondaria.
A ciò si aggiunge che sono note, come visto, tutte le caratteristiche delle linee, dei
trasformatori e dei generatori in rete, mentre le ipotesi enunciate al CAPITOLO 4 rimangono
invariate.
Per quanto riguarda i vincoli relativi le variazioni rapide e lente di tensione e dei vincoli
relativi i limiti di transito delle linee, lo studio viene allora fatto con un’analisi a livello di
singolo nodo di ciascun feeder della rete e ciò perché, come si vedrà, la potenza da GD
connettibile massima è strettamente legata alla posizione del nodo in corrispondenza del
quale il generatore viene collegato. Per poter sottolineare poi l’importanza di conoscere la
GD in rete, l’analisi è stata fatta considerando i dati di corrente misurata nel 2009, senza
generazione in rete, e poi a quelli del 2011 con generazione finalmente allacciata alla rete di
distribuzione e nell’ipotesi che i carichi non varino nei 2 anni. Questo permette di
considerare due stati evolutivi della rete:
Rete completamente passiva: flussi unidirezionali di energia;
Rete caratterizzata da una discreta GD: flussi di energia non necessariamente
unidirezionali e quindi con obbligo di relativo ripensamento delle protezioni e della
struttura di comunicazione tra le protezioni stesse;
Di seguito si riportano i risultati ottenuti considerando i vincoli suddetti.
108
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
7.2.1
VARIAZIONI DI TENSIONE LENTE (-4% / +10%)
Questo vincolo tiene in considerazione il fatto che secondo la normativa EN 50160 la
tensione deve rimanere all’interno di un intervallo pari a ±10% del valore nominale. Per fare
ciò, le reti è previsto che abbiano il trasformatore presente in cabina primaria dotato
innanzitutto di un Variatore Sotto Carico, in grado di variare il proprio rapporto spire e
quindi rapporto di trasformazione durante il normale esercizio, di modo che la tensione, nel
nostro caso alla sbarra MT, sia sempre abbastanza vicina al valore predefinito (1 p.u.).
Similmente a quanto riportato nella Delibera ARG/elt 25/09, anche in questo studio si è
posto come range non la banda del ±10% di Vn bensì si è confermato il concetto che vi sia la
necessità di tenere un certo margine per la caduta di tensione nella rete BT e nei
trasformatori presenti in cabina secondaria MT/BT. Il margine utilizzato è stato allora quello
compreso tra -4% e +10% della tensione nominale.
L’uscita da tale range del profilo di tensione della tensione in condizioni di regime può
essere fondamentalmente causato da:
Basso carico e cadute di tensione modeste;
Elevati flussi di potenza che comportano elevate cadute di tensione;
Ovviamente è più facilmente verificabile il secondo dei due casi ma al fine della potenza
accettabile dalla rete è chiaro che il limite da andare a controllare è l’uscita del profilo dal
limite superiore di 110% di Vn.
L’innalzamento della tensione è legato al fatto che l’inserimento di un generatore in un
nodo della rete fa si che, in linea di massima, si abbia una riduzione della corrente in linea
con conseguente riduzione delle cadute di tensione e quindi, come volevasi dimostrare,
aumento della tensione nodale (puntuale). Passando ora all’analisi dei risultati si possono
tracciare i diagrammi di Figura 7.5 e Figura 7.6.
FEBBRAIO:
feb-09
feb-11
80,00%
70,00%
60,00%
50,00%
[%]

40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 >10
Potenza [MVA]
Figura 7. 5 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi che violano il vincolo di Variazioni Lente in
corrispondenza della potenza riportata in ascissa:
confronto tra Febbraio 2009 (senza generazione) e Febbraio 2011 (con generazione).
109
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY

LUGLIO:
lug-09
lug-11
80,00%
70,00%
60,00%
[%]
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 >10
Potenza [MVA]
Figura 7. 6 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi che violano il vincolo di Variazioni Lente in
corrispondenza della potenza riportata in ascissa:
confronto tra Luglio 2009 (senza generazione) e Luglio 2011 (con generazione).
Ciò che si evidenzia è che, con l’aiuto fondamentale del variatore sotto carico del
trasformatore, buona parte dei nodi (più di 2 nodi su 3), anche a causa dell’estensione della
rete non eccessiva, è in grado di accettare la connessione di generatori di notevole potenza.
Questo vincolo è quindi, come si vedrà in seguito, il meno stringente dei tre considerati. A
ciò va aggiunto il fatto che il 100% dei nodi ha un margine di generazione connettibile
superiore a 3 MW che per le Regole Tecniche Di Connessione riportate nella norma CEI 016 (punto 8.6.227) è il limite oltre cui l’utente attivo è tenuto a collegarsi alla sbarra in MT.
A partire dalla Tabella F.3 e la Tabella F.4 è anche possibile tracciare gli istogrammi
delle curve cumulate dei risultati riportati nelle grafici F4.3 e F4.4.
7.2.2
VARIAZIONI DI TENSIONE RAPIDE (±4%)
Lo studio della rete in relazione al vincolo di variazioni rapide di tensione ha lo scopo di
andare a rilevare la massima potenza connettibile a ciascun nodo della rete di distribuzione
in analisi senza che vi sia la nascita di una variazione di tensione “istantanea” nel nodo a cui
viene collegato il nuovo generatore superiore ad un valore prefissato, che nel nostro caso è
pari al 4% della tensione precedente il collegamento del generatore stesso.
Questo valore, come noto, deriva da un valore suggerito all’interno della normativa EN
50160, ma non è comunque un valore vincolante in senso assoluto. Siccome per studiare le
variazioni rapide di tensione, che sappiamo essere dovute ad un’improvvisa connessione di
un generatore in rete o anche ad un distacco di carico (o di generazione), si dovrebbe
27
“Qualora un impianto passivo di potenza impegnata superiore a 3 MW non rientrasse nei vincoli normalmente imposti agli
Utenti in fase di connessione, può essere valutata l’alimentazione dello stesso mediante linea in antenna”.
110
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
procedere con uno studio dinamico della rete ma che con il programma per studi di calcolo
di load flow ATLANTIDE non risulta possibile fare; in analogia a quanto avviene nello
studio in allegato alla Delibera n°25/09, la variazione transitoria si suppone di andare a
simularla con due studi statici di load flow nello stesso istante e andando a rilevare la
variazione ΔVrap data allora da:
ΔVrap = V’’ – V’
(7.1)
Dove:
V’’ è la tensione nel nodo in analisi dopo l’inserimento (nel nostro caso) del
generatore fittizio;
V’ è la tensione al nodo precedentemente la connessione del generatore;
Un’osservazione che si può fare è che le variazioni rapide di tensione in un nodo di rete
dipendono dalla distanza elettrica del nodo (impedenza tra il nodo e la cabina di
trasformazione primaria) e dalla variazione di potenza assorbita in rete. Risultano quindi
essere più deboli, ovvero che riescono ad accettare una minore potenza da GD, innanzitutto, i
nodi che si trovano a maggiore distanza dalla cabina primaria. Passando ora all’analisi dei
risultati si possono tracciare i seguenti grafici: Figura 7.7 e Figura 7.8.
FEBBRAIO:
feb-09
feb-11
20,00%
18,00%
16,00%
14,00%
12,00%
[%]

10,00%
8,00%
6,00%
4,00%
2,00%
0,00%
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 >10
Potenza [MVA]
Figura 7. 7 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi che violano il vincolo di Variazioni Rapide in
corrispondenza della potenza riportata in ascissa:
confronto tra Febbraio 2009 (senza generazione) e Febbraio 2011 (con generazione).
111
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY

LUGLIO:
lug-09
lug-11
20,00%
18,00%
16,00%
14,00%
[%]
12,00%
10,00%
8,00%
6,00%
4,00%
2,00%
0,00%
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 >10
Potenza [MVA]
Figura 7. 8 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi che violano il vincolo di Variazioni Rapide in
corrispondenza della potenza riportata in ascissa:
confronto tra Luglio 2009 (senza generazione) e Luglio 2011 (con generazione).
Si evidenziano subito diversi aspetti:
L’analisi solo ponendosi sul momento di massima tensione fa si che a febbraio
questa situazione si verifichi solo nelle ore notturne, quindi le uniche differenze che
si notano sono dovute alla precisione nel calcolo (cambia solo la potenza limite di
due nodi) e non alla possibilità di una variazione dei flussi di potenza a causa dei
generatori fotovoltaici installati in rete nel 2011 e che invece risultano essere
chiaramente non attivi la notte;
A riprova di quanto appena sostenuto al punto precedente, nel mese di luglio, ove la
presenza di sole è molto maggiore che a febbraio, la generazione comporta già
diverse differenze per un numero maggiore di nodi, e questo nonostante
l’incremento di potenza generata avvenga con passi non troppo fini;
Infine è possibile dire, sempre a partire dai dati riportati in Tabella F.5 e Tabella F.6, che
la potenza ammissibile in accordo con il vincolo di variazioni rapide di tensione limitate al
4% è per circa il 6% dei nodi maggiore di 10 MVA, ovvero per quei nodi particolarmente
vicini alla sbarra di MT28.
Il vincolo in analisi risulta però essere in assoluto un limite abbastanza stringente per la
connessione di GD alla rete, e ciò è facilmente rilevabile dal fatto che i nodi dei tre feeder
presentano dei limiti di potenza installabile abbastanza uniformemente ripartiti sull’intero
range di potenze considerate, anche se con una concentrazione importante attorno ai 2,5-3
MVA. Volendo è anche ora possibile tracciare gli istogrammi delle curve cumulate dei
risultati riportati con la Tabella F.5 e la Tabella F.6, dove si pone in ascissa la potenza
generabile dalla GD e in ordinata la percentuale del numero di nodi compatibile con la
28
La sbarra SB_RO_10_A rientra in questo 6%.
112
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
potenza segnata in ascissa. Tali diagrammi sono anch’essi riportati in APPENDICE F al
paragrafo F.5 dove si evince ad esempio che la GD presente in rete a luglio, “aiuta” ad
incrementare la capacità di accettazione della rete che infatti, seppur di poco, tende ad
aumentare per valori di potenza inferiori a 6 MVA. Nel caso di un generatore di potenza 6
MVA, ad esempio, circa il 30% dei nodi analizzati è in grado di accettare un generatore di
questa taglia senza che vi siano violazioni del vincolo di variazioni rapide di tensione.
7.2.3
LIMITI DI TRANSITO DELLE LINEE
Il limite che tiene conto delle portate delle linee è per questa rete un limite di importanza
notevole e questo perché vi sono molte linee aeree con portata non elevata. Ulteriore limite è
apportato anche da linee in cavo che collegano gruppi di nodi derivati dal feeder principale
con il feeder stesso, e questo a causa di prevedibili sovracorrenti che vengono ad interessarle
una volta collegato il generatore fittizio di prova. D’altro canto è anche vero che in taluni
casi l’inserimento del generatore porta invece ad una riduzione dei transiti di corrente sulle
linee in conseguenza ad aumenti localizzati di tensione.
È allora chiaro che essendo note le portate di tutti i tratti di linea interessati da corrente,
nello studio è stata sfruttata questa informazione, svincolandosi così, come evidenziato al
CAPITOLO 4, dalla scelta dell’Authority di porre come massima corrente circolante in
ciascun tratto di rete, una corrente di valore 250 A.
Passando ora all’analisi dei risultati si vede che è possibile tracciare i seguenti grafici per
le due settimane tipo dell’anno considerate.
FEBBRAIO:
feb-09
feb-11
35,00%
30,00%
25,00%
[%]

20,00%
15,00%
10,00%
5,00%
0,00%
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 >10
Potenza [MVA]
Figura 7. 9 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi che violano il vincolo di Limite di Transito in
corrispondenza della potenza riportata in ascissa:
confronto tra Febbraio 2009 (senza generazione) e Febbraio 2011 (con generazione).
113
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY

LUGLIO:
lug-09
lug-11
40,00%
35,00%
30,00%
[%]
25,00%
20,00%
15,00%
10,00%
5,00%
0,00%
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 >10
Potenza [MVA]
Figura 7. 10 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi che violano il vincolo di Limiti di Transito in
corrispondenza della potenza riportata in ascissa:
confronto tra Febbraio 2009 (senza generazione) e Febbraio 2011 (con generazione).
A questo punto si è già in grado di fare alcune osservazioni:
Nuovamente si pone il problema che le simulazioni nel mese di febbraio vengono
fatte in ore notturne e quindi le uniche differenze che si hanno sono legate a
precisione di calcolo.
Nel mese di luglio invece, dove l’inserimento del generatore fittizio che turna sui
nodi di rete avviene in ore diurne, le differenze ci sono e sono importanti. Quello
che subito si può rilevare è che se al 2009 e al 2011 un forte blocco lo si ha quando
si collega ad un numero di nodi compreso tra 30% e 35% un generatore di potenza
pari a 2,5 MVA; per la maggioranza dei restanti nodi, nel 2009 (ricordo che la rete
era passiva) c’è una distribuzione in un range di potenze che va da 5 a 8 MVA,
mentre nel 2011 questo range si restringe e sposta a valori più bassi: collegando un
generatore di potenza compresa tra 4,5 MVA e 6,5 MVA nel 54% dei casi si ha una
violazione di portata per almeno una delle linee di rete.
Anche ora è possibile tracciare gli istogrammi delle curve cumulate dei risultati riportati
con la Tabella F.7 e la Tabella F.8, dove si pone nuovamente in ascissa la potenza generabile
dalla GD e in ordinata la percentuale del numero di nodi compatibile con la potenza segnata
in ascissa.
114
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
7.2.4
LIMITE DI INVERSIONE DI FLUSSO
L’aspetto dell’inversione di flusso in partenza ai feeder è un aspetto tutt’altro che
trascurabile, anzi, si può pensare che esso sia uno dei vincoli che più gravano su una rete. La
presenza infatti di generazione in rete può chiaramente comportare il fenomeno che va sotto
il nome di inversione di flusso. Ciò che accade è che la corrente, al posto di fare il classico
percorso che porta l’energia dal trasformatore agli utenti, a causa della presenza di uno o più
generatori in rete, tenta di fare il percorso contrario e quindi di risalire verso il trasformatore.
È proprio a questo punto che nascono i problemi in quanto le protezioni ad inizio linea
potrebbero dover affrontare numerose criticità circa le situazioni di guasto, dove bisogna
considerare le soglie di cortocircuito delle protezioni ed il coordinamento tra le stesse, ma
anche di normale funzionamento quando le correnti non possono ovviamente superare il
valore di taratura delle protezioni che è direttamente legato alla portata dei conduttori.
Le protezioni da sovracorrente poste su una linea in MT sono allora caratterizzate da un
relè di massima corrente con più soglie di intervento ciascuna con un proprio ritardo, e
questo per permettere una più rapida e semplice estinzione del guasto.
Se in rete fosse allora presente un’importante quantità di GD tale da comportare un flusso
inverso nel primo tratto del feeder, si rischierebbe un funzionamento in isola di una parte di
rete oppure un non riconoscimento di un guasto. Una situazione di questo tipo fa si che,
come si prevede già negli studi in ambito Smart Grid, si debba avviare un ripensamento delle
protezioni, con la necessità di andare a regolare ex-novo le soglie di taratura stesse e i relativi
tempi di intervento, oppure, come già accade per le reti di trasmissione, andare a pensare ad
un sistema di protezione direzionale maggiormente selettivo.
Si pone poi un problema di coordinamento delle protezioni che ora potrebbe non esistere.
Volendo fare un esempio, se vi fosse un guasto nel feeder 2 e se la rete fosse passiva, è
chiaro che chi deve intervenire è la protezione responsabile di questa linea. Se però la rete
non fosse più passiva ma si trovasse ad avere allacciati gli 8 generatori come nel nostro caso
e avvenisse un cortocircuito nel feeder 2, dovrebbe sicuramente intervenire la protezione che
già interveniva con rete passiva ma dovrebbe intervenire anche la protezione, ad esempio,
del feeder 1 che è caratterizzato da un importante generatore collegato al primo nodo di
linea e che potrebbe partecipare ad alimentare il guasto rendendo così difficoltoso
l’intervento della protezione del feeder 2. In particolare ciò che dovrebbe nascere, ma che si
sta cercando di studiare e di attuare, è il coordinamento globale delle protezioni che spinga a
staccare dalla rete i generatori che potrebbero comportare dei rischi per le rete e i soggetti ad
essa legati (già ora è prevista una protezione di interfaccia per gli utenti attivi). Il rischio
principale è allora quello di avere un’isola indesiderata, ovvero una parte di rete continua ad
essere alimentata da una seconda porzione di rete successivamente alla disconnessione della
porzione di rete interessata dallo scatto delle protezioni. Questo fenomeno indesiderato
comporta problemi sotto molti punti di vista:
Qualità del servizio;
Sicurezza di funzionamento: l’islanding potrebbe comportare rischi per i soggetti
operanti in quel tratto di rete che invece si pensa essere fuori servizio;
Possibili sfasamenti tra l’isola e il resto della rete con problemi nella conseguente
richiusura delle protezioni;
Problemi nel rilevamento del guasto in una rete che rimane in tensione;
115
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
Per studiare il limite di potenza da GD che determina un’inversione di flusso nel primo
tratto di feeder ci siamo quindi posti nella condizione peggiore possibile, ovvero quando la
simulazione determinava un minimo assoluto nell’andamento della corrente fornita dalla
cabina primaria. Passando ai risultati, ciò che si è rilevato è che questo risulta essere un
vincolo molto limitante per tutti e tre i feeder.
Tabella 7. 1 - Potenza Limite collegabile al primo nodo dei feeder per avere inversione di flusso.
feb-09
feb-11
lug-09
lug-11
Nodo Di Generazione
Potenza minima
installabile che può
causare inversione di
flusso [MVA]
291304_1
291266_1
Corrente
[A]
Tratto di linea interessato da
inversione di flusso
Feeder
0,5
-9,989
SB_RO_10_A-291304_1
1
1
-15,827
SB_RO_10_A-291266_1
2
291103_2
1
-11,335
SB_RO_10_A-291103_2
3
291304_1
0,5
-9,989
SB_RO_10_A-291304_1
1
291266_1
1
-11,477
SB_RO_10_A-291266_1
2
291103_2
0,5
-2,718
SB_RO_10_A-291103_2
3
291304_1
0,5
-10,645
SB_RO_10_A-291304_1
1
291266_1
1
-0,904
SB_RO_10_A-291266_1
2
291103_2
1
-3,634
SB_RO_10_A-291103_2
3
291304_1
0,5
-10,645
SB_RO_10_A-291304_1
1
291266_1
1
-20,159
SB_RO_10_A-291266_1
2
291103_2
0,5
-27,483
SB_RO_10_A-291103_2
3
Infine è stata per completezza calcolata l’Hosting Capacity di linea (HCsl) così come
viene fatto nei progetti pilota. Ciò che ne risulta, per il caso del mese di luglio 2011 che è
quello più significativo, è:
Tabella 7. 2 - Potenza Limite collegabile al primo nodo dei feeder per avere inversione di flusso fino al superamento
della portata dei conduttori o della taratura delle protezioni.
Potenza massima
installabile per linea
[MVA]
Corrente
[A]
Tratto di linea interessato da
inversione di flusso
Feeder
291304_1
4
-265,970
SB_RO_10_A-291304_1
1
291266_1
5,5
-271,933
SB_RO_10_A-291266_1
2
291103_2
4,5
-263,569
SB_RO_10_A-291103_2
3
Nodo Di Generazione
lug-11
Ricordo che in questa analisi la corrente di flusso inverso veniva confrontata con un
livello di taratura della protezioni supposto pari a 250 A e la portata dei conduttori stessi.
Detto ciò si può dire, in accordo con quanto visto al CAPITOLO 3, che la capacità
relativa al limite delle 3 linee è pari a:
HCCsl = HCsl1 + HCsl2 + HCsl3
116
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
Dove
HCsl1 = √3 · 0,9 · Vn · Ilim + pcmin_l = 4,430 [MW]
HCsl2 = √3 · 0,9 · Vn · Ilim + pcmin_l = 4,872 [MW]
HCsl3 = √3 · 0,9 · Vn · Ilim + pcmin_l = 4,577 [MW]
Allora,
HCCsl = 13,879 [MW]
Mentre,
HCCst = 0,9 · Pn + pcmin = 23,961 [MW]
Essendo la capacità delle linee la più vincolante tra le due, l’Hosting Capacity della rete,
volendo avere un valore preciso, è pari a 13,879MW. Da notare che i valori trovati
analiticamente e attraverso le simulazioni si discostano di poco.
L’energia immettibile invece non viene calcolata in quanto non si ritiene abbia senso
stimare in numero di ore di funzionamento annuo giusto per avere un valore che a quel punto
rimane fine a se stesso. È chiaro che un impianto fotovoltaico ha un numero di ore di
funzionamento annuo che si aggira attorno alle 1000-1500 ore, ma questo è tutt’altro che
sufficiente per definire l’energia immettibile in rete in quanto è facile capire che cambiando
la tecnologia, cambia anche l’energia immettibile. Si ritiene quindi che sia molto più
indicativo il valore di Hosting Capacity espresso in termini di potenza (si deve considerare la
più grande tra HCCsl e HCCst) a cui però si consiglia necessariamente di affiancare lo studio
nodale di HC così che si possa conoscere al dettaglio la situazione della rete dal punto di
vista della capacità di accettazione.
117
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
7.3
CONCLUSIONI
A conclusione di tutto è possibile riassumere la situazione in pochi passi:
Partendo da quello che è il vincolo meno stringente in assoluto, ovvero le variazioni
lente di tensione, è possibile asserire, ancora una volta in analogia con quanto dice la
Delibera ARG/elt 25/09, che per migliorare quello che è il limite legato alle
variazioni lente di tensione è necessario passare ad una rete di distribuzione di tipo
attivo, quindi con nuovi sistemi di controllo in grado di migliorare le regolazione e il
coordinamento tra i diversi soggetti della rete.
Passando ora ai due vincoli più stringenti in relazione all’Hosting Capacity, le
variazioni rapide di tensione ed i limiti di transito delle linee, si può dire che le
prime, legate a connessioni e disconnessioni degli utenti alla rete, non sono altro che
perturbazioni per il sistema ma che risultano limitanti soprattutto quando è un
generatore a distaccarsi istantaneamente dalla rete. È per tale motivo che gli studi
attuali si stanno concentrando anche su quello che deve essere il modo di intervenire
per evitare problemi legati a queste situazioni, magari definendo nuovi criteri di
disconnessione intempestiva degli impianti. Per quanto riguarda invece il limite di
transito delle linee, questo è anch’esso legato alle protezioni. Un elevato grado di
penetrazione di GD in rete comporterebbe quasi inevitabilmente un obbligo di
adeguamento del sistema di protezione e delle regolazioni delle protezioni stesse.
Rimane allora che i vincoli più stringenti sono apportati dalle variazioni rapide di
tensione e dalle portate dei conduttori che si dividono pressoché equamente la forza
limitante per i nodi di accettare potenza da GD, anche se è da dire che proprio le
portate dei conduttori si può constatare come siano più stringenti rispetto il vincolo
legato alle tensioni, e ciò e verificabile anche studiando la Figura 7.13 e la Figura
7.15 relative alla rete attuale . La cosa si aggrava ancora di più se si considera che lo
studio è stato fatto imponendo una banda per le variazioni rapide di tensione pari al
4% (ovvero il più vincolante tra i due valori riportati dalla EN 50160), quindi
allargando la stessa al 6% della tensione, prende ancora più forza il limite apportato
dalle portate dei conduttori.
Altra osservazione che si può fare è che, con condizione di calcolo SIM=1 o SIM=2,
ovvero analizzando se è solo il nodo con il generatore fittizio allacciato a violare i
vincoli (SIM=1) o se è un nodo qualsiasi della rete ad attuare la violazione (SIM=2),
non vi sono differenze. Questo a riprova del fatto che l’allacciamento del generatore
comporta innanzitutto problemi localmente in corrispondenza del punto di
connessione e poi, successivamente, ai nodi vicini e via via a tutti gli altri. Quello
che si può poi notare è che la presenza della sbarra MT con tensione regolata dal
trasformatore di cabina fa si che non vi siano propagazioni del disturbo dato dal
generatore che viene collegato in un feeder, nei feeder adiacenti (al più si rilevano
degli innalzamenti della tensione di sbarra di frazioni di percentuale).
Infine, sempre con l’aiuto degli istogrammi cumulati, è possibile notare che in realtà
tutti i nodi di MT della rete di distribuzione sono in grado di accettare una potenza
pari almeno a 1,5 MVA e più del 90% accetta fino a 2 MVA che sono comunque
potenze importanti.
118
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
Dagli istogrammi cumulati dei risultati ottenuti nei 4 casi (rete nella settimana invernale e
in quella estiva con e senza generazione), possiamo trarre alcune conclusioni legate
principalmente al fatto che la rete ha una discreta accettabilità di potenza da GD senza che vi
siano problemi, infatti per un generatore da 2,5 MVA due nodi su tre non hanno problemi
con una potenza di questo tipo. Oltre tale potenza i problemi si fanno maggiori ma visto che
la CEI 0-16 prevede che utenti attivi con potenza uguali o superiori a 3 MVA debbano
collegarsi in antenna alla sbarra di MT, i problemi si possono pensare di molto ridotti.
Figura 7. 11 - Collegamento degli utenti attivi in antenna alla sbarra MT.

FEBBRAIO 2009:
NESSUN VINCOLO VIOLATO
LINEE
VARIAZIONI RAPIDE
VARIAZIONI LENTE
100,00%
90,00%
80,00%
70,00%
[%]
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5 5 5,5 6
Potenza [MVA]
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5 10
Figura 7. 12 - Istogramma cumulato della quantità percentuale di nodi che accettano la potenza presente in ascissa con
rete passiva a Febbraio e in cui sono evidenziate le componenti limitanti dei tre vincoli.
119
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY

FEBBRAIO 2011:
NESSUN VINCOLO VIOLATO
LINEE
VARIAZIONI RAPIDE
VARIAZIONI LENTE
100,00%
90,00%
80,00%
70,00%
[%]
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5 5 5,5 6
Potenza [MVA]
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5 10
Figura 7. 13 - Istogramma cumulato della quantità percentuale di nodi che accettano la potenza presente in ascissa con
rete non più passiva a Febbraio e in cui sono evidenziate le componenti limitanti dei tre vincoli.

LUGLIO 2009:
NESSUN VINCOLO VIOLATO
LINEE
VARIAZIONI RAPIDE
VARIAZIONI LENTE
100,00%
90,00%
80,00%
70,00%
[%]
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5 10
Potenza [MVA]
Figura 7. 14 - Istogramma cumulato della quantità percentuale di nodi che accettano la potenza presente in ascissa con
rete passiva a Luglio e in cui sono evidenziate le componenti limitanti dei tre vincoli.
120
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY

LUGLIO 2011:
NESSUN VINCOLO VIOLATO
LINEE
VARIAZIONI RAPIDE
VARIAZIONI LENTE
100,00%
90,00%
80,00%
70,00%
[%]
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5 5 5,5 6
Potenza [MVA]
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5 10
Figura 7. 15 - Istogramma cumulato della quantità percentuale di nodi che accettano la potenza presente in ascissa con
rete non più passiva a Luglio e in cui sono evidenziate le componenti limitanti dei tre vincoli.
Da queste analisi e con l’aiuto di Figura 7.16, si può sicuramente inoltre concludere che
l’Hosting Capacity è possibile pensarla come data dalla seguente relazione:
V 2 Δmax
HCmax = f
·
R V
(7.2)
Dove Δmax è il valore assoluto del margine di tensione considerato.
Essa:
Dipende dal quadrato della tensione di alimentazione del nodo;
È direttamente legata con relazione lineare alla sezione della linea; è infatti:
R= ·
l
S
(7.3)
Dove ρ è la resistività, l la lunghezza ed S la sezione della linea.
Dipende direttamente dal margine di tensione considerato;
È inversamente proporzionale alla distanza del generatore dal trasformatore: più ci
allontaniamo dalla cabina primaria e più essa diminuisce;
È direttamente legata alla portata dei conduttori;
In Tabella 7.3 si riporta un esempio in cui una linea alimenta a 10 kV ha subito
cambiamenti si sezione e lunghezza. Ciò che si rileva è che per linee corte la potenza
connettibile è molto grande, così come abbiamo rilevato nello studio, mentre man mano che
121
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
ci si allontana dal trasformatore la potenza da GD che la linea può accettare senza violare un
limite di tensione qui posto pari ad 1% è molto minore. La potenza allacciabile alla rete è poi
direttamente legata anche alla sezione dei conduttori perciò è possibile dedurre, seppur
grossolanamente, che linee in cavo permettono di trasportare potenze maggiori rispetto le
linee aeree visto la loro portata che molte volte è più che doppia.
Tabella 7. 3 - Esempio di dipendenza dell’HC dai parametri di linea.
Hosting Capacity per lunghezza del feeder
Sezione [mm2]
200 m
1 km
5 km
20 km
capacità di carico
25
7,4 [MW]
1,5 [MW]
0,3 [MW]
0,075 [MW]
2,5 [MW]
50
15 [MW]
3 [MW]
0,6 [MW]
0,15 [MW]
3,6 [MW]
120
36 [MW]
7,1 [MW]
1,4 [MW]
0,36 [MW]
6 [MW]
240
71 [MW]
14 [MW]
2,9 [MW]
0,71 [MW]
8,9 [MW]
In Figura 7.16 si riporta uno schema della rete nella settimana di Luglio 2011 in cui si
evidenziano le zone vincolate dai limiti di portata delle linee (zone rosse) e dai limiti di
variazione rapide di tensione (zone verdi). Il vincolo di variazioni lente non compare perché
non vincolante.
Plim = 2,5 MW
Plim = 5 MW
LEGENDA:
Plim = 2-2,5 MW
Limiti di transito
Variazioni Rapide
Variazioni Lente
Plim = 5,5-6 MW
Plim = 2,5-3 MW
Plim = 2,5 MW
Plim = 2 MW
Plim = 2,5 MW
FEEDER 1
FEEDER 3
FEEDER 2
Plim = 5-6 MW
Plim = 2-2,5 MW
Plim = 3-3,5 MW
Plim = 3-4 MW
Figura 7. 16 - Rete MT con evidenziazione della violazione dei limiti dei singoli nodi a Luglio 2011.
122
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
7.4
SOLUZIONI PROPOSTE
I miglioramenti che si è giunti a proporre per un miglior utilizzo della rete sono risultati
di due tipi:
Un rafforzamento di alcune delle linee critiche della rete con lo scopo di aumentare
l’Hosting Capacity complessiva;
L’inserimento di accumulatori in uno o più nodi del feeder 3 per migliorare il profilo
di tensione del feeder stesso in alcuni giorni particolarmente critici;
7.4.1
RAFFORZAMENTO DELLE LINEE
Al fine di migliorare l’Hosting Capacity della rete si è allora pensato di andare a
rafforzare alcune delle linee che creano maggior vincolo, visto che il limite più stringete per
questa rete risulta essere proprio quello dato dal flusso di corrente sui conduttori che
vengono così a lavorare al limite della loro portata.
Si è quindi fatta una simulazione nella settimana estiva così da tenere conto della
generazione presente in rete, andando a sostituire, raddoppiandole, le seguenti linee (in
APPENDICE F sono evidenziate sulla rete le linee sostituite):
Feeder 1
Feeder 2
Feeder 3
F1_201266_1-291335_1
F2_290693_1-290902_1
F3_290309_1-290317_1
F1_201273_1-201522_1
-
F3_290274_1-290275_1
F1_201289_1-TEE266
-
-
F1_201307_1-201266_1
-
-
F1_TEE266-TEE267
-
-
F1_TEE270-201307_1
-
-
Analizzando i risultati presentati di seguito, è subito possibile rilevare come la
sostituzione di solo queste nove linee ha portato ad importanti benefici.
[%]
LINEE
VARIAZIONI RAPIDE
VARIAZIONI LENTE
70,00%
65,00%
60,00%
55,00%
50,00%
45,00%
40,00%
35,00%
30,00%
25,00%
20,00%
15,00%
10,00%
5,00%
0,00%
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 >10
Potenza [MVA]
Figura 7. 17 - Istogramma rappresentante la percentuale di nodi che violano i tre vincoli in corrispondenza della
potenza riportata in ascissa - Linee Rafforzate.
123
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
Da Figura 7.17 e con l’aiuto della Tabella F.9 presente in APPENDICE F si può subito
notare che confrontando i valori di potenza accettabile dai nodi di rete con quelli dei
rispettivi casi riferiti al Luglio 2011 (rete non passiva) si ha un notevole aumento della
potenza che i nodi sono mediamente in grado di accettare. Iniziando dal vincolo meno
stringente, quello delle variazioni lente di tensione, si può vedere che la sola sostituzione di
alcune linee che si congestionavano permette di migliorare anche la situazione di alcuni dei
nodi di rete che riescono così ad accettare potenze maggiori (mediamente, per quei nodi che
violavano il vincolo prima dei 10 MVA, si parla di incrementi di 1-1,5 MVA – questo
soprattutto per i nodi del Feeder 1 soggetto al rafforzamento di 6 linee).
Passando all’analisi del vincolo di variazioni rapide con banda al 4%, i miglioramenti che
si percepiscono sono persino maggiori, basti notare che i nodi in grado di accettare la
connessione di un generatore di potenza maggiore o uguale a 10 MVA aumenta di circa il
200% e questo lo si vede anche dal grafico cumulato di Figura 7.18.
Infine arriviamo a quello che era il nodo dolente della rete: la limitazione di potenza
connettibile a seguito del raggiungimento della portata massima di alcuni conduttori della
rete. Questa situazione era particolarmente vincolante per i nodi del Feeder 1 ove vi è la
presenza di un grosso snodo a circa metà del feeder. La connessione di generazione nei nodi
derivati a questo snodo era quindi fortemente vincolata dalle congestioni che venivano a
crearsi. La sostituzione delle linee problematiche con linee di portata raddoppiata ha fatto si
che queste situazioni limite non venissero più a crearsi a potenze limitate ma che si
spostassero verso obiettivi ben maggiori: di particolare interesse è il caso dei nodi 201266_1,
201307_1 e 201544_1 (nodi della dorsale precedentemente soggetti a congestioni delle linee)
che quasi raddoppiano la loro capacità di accettazione di potenza.
NESSUN VINCOLO VIOLATO
LINEE
VARIAZIONI RAPIDE
VARIAZIONI LENTE
100,00%
90,00%
80,00%
70,00%
[%]
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5 5 5,5 6
Potenza [MVA]
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5 10
Figura 7. 18 - Istogramma cumulato rappresentante la percentuale di nodi con GD installabile pari al valore di potenza
corrispondente alla potenza riportata in ascissa - Linee Rafforzate.
Di seguito si riporta ora lo schema unifilare della rete ove vengono evidenziate i
parametri critici per i diversi nodi.
124
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
Plim = 2,5 MW
Plim = 2,5-3 MW
LEGENDA:
Plim = 3-4,5 MW
Limiti di transito
Plim = 5,5 MW
Variazioni Rapide
Variazioni Lente
Plim = 9 MW
Plim = 5-5,5 MW
Plim = 2,5 MW
Plim = 5 MW
Plim = 2,5 MW
Plim = 2 MW
Plim = 3,5 MW
FEEDER 1
FEEDER 3
FEEDER 2
Plim = 3 MW
Plim = 4 MW
Plim = 2-2,5 MW
Plim = 5-6,5 MW
Plim = 3-3,5 MW
Plim = 9,5 MW
Plim = 5-6 MW
Plim = 3-4 MW
Figura 7. 19 - Rete MT con linee rafforzate e con evidenziazione della violazione dei limiti dei singoli nodi a Luglio 2011.
Ciò che si può rilevare, confrontando la rete di Figura 7.19 con la Figura 7.16, è che molti
nodi del Feeder 1 (ove vi è stata la sostituzione di 6 linee di lunghezza comunque non
eccessiva – qualche centinaio di metri), soprattutto quelli della dorsale, si sono liberati da
tutti i vincoli, aumentando fino al massimo consentito la propria capacità di accettazione, e
in generale, la potenza accettata dai nodi di rete è di molto aumentata.
Rimangono invece relativamente vincolati a potenze ridotte (anche se mediamente
superiori a 3MW) quei nodi distanti dalla cabina primaria (si veda il Feeder 3) che si vedono
limitati da limiti di tensione.
125
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
7.4.2
INSERIMENTO DI STORAGE
Una volta sostituite le linee e migliorata la capacità di accettazione di potenza da parte dei
nodi di rete, un problema che continuava a persistere e che era interessante migliorare al fine
della consegna del prodotto energia con una buona qualità, nel rispetto allora della PQ, è
stato quello di una grossa variabilità, nell’arco della settimana, del profilo di tensione di
alcuni nodi del più lungo dei feeder in analisi: il terzo.
Pensando allora ai nuovi criteri proposti con il Documento di Consultazione DCO 34/11,
le cui principali caratteristiche si erano evidenziate al CAPITOLO 2 (per maggiori
informazioni basta andare all’APPENDICE A), si è pensato di andare ad installare una
coppia di banchi di accumulatori uno a carico dell’unico generatore che si trova in questo
feeder al nodo 291309_1 (che potrebbe così ricevere un’extra remunerazione sulla base di
benefici apportati in materia di PQ con criterio ex-post a partire da intenti proposti ex-ante) e
uno di proprietà del distributore nel nodo 290275_129, allo scopo anche di incrementare
l’energia immettibile in rete da GD.
Cabina del Distributore:
290275_1
Utenza Privata:
291309_1
Nodo Critico:
N290771T01
Figura 7.20 - Posizionamento dello storage in rete ed evidenziazione del nodo critico.
Al di fuori di quella che potrebbe essere la tecnologia da utilizzare, quello che a noi
interessava era di avere a disposizione una certa quantità di potenza reattiva30 da immettere
in rete nei momenti in cui il profilo di tensione aveva dei picchi negativi troppo elevati
(Figura 7.21), e di potenza attiva quando l’abbassamento di tensione comporta innalzamenti
di corrente tali da saturare la portata dei conduttori, mentre si recuperava la potenza
necessaria in quelle ore della giornata in cui il profilo rientrava abbondantemente nel range
del ±5% di Vn (il profilo di assorbimento-generazione della potenza attiva è riportato in
29
Sono stati inseriti due accumulatori distinti su due nodi posti a circa 1/3 e circa 2/3 della lunghezza del feeder perché il
collegamento di una sola batteria di accumulatori, anche di potenza doppia rispetto a quelle utilizzate, in un nodo soltanto non
porta a grossi benefici in termini di profilo di tensione.
30
In accordo con il pensiero di Carpentier si può dire infatti che le resistenze chilometriche dei tratti di linea sono minori delle
reattanze chilometriche e perciò una variazione di fase tra due nodi incide sulla potenza attiva, mentre una variazione del
modulo della tensione incide sulla potenza reattiva.
126
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
Figura 7.22, mentre la produzione di potenza reattiva la si considera per semplicità costante e
pari ad 1 tranne nei weekend dove il coefficiente assegnato è inizialmente nullo).
IL MINIMO RAGGIUNTO È PARI A CIRCA 0,91 p.u.!!!
Figura 7. 21 - Andamento della tensione nell'ultimo nodo del Feeder 3 nella settimana di Luglio considerata, PRIMA
dell’inserimento degli accumulatori.
Patt
Preatt
1,2
1,0
0,8
fdc.orario [p.u.]
0,6
0,4
0,2
0,0
-0,2
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
-0,4
-0,6
-0,8
-1,0
-1,2
ISTANTE DELLA GIORNATA
Figura 7. 22 - Profilo di generazione degli accumulatori posti nei due nodi scelti del Feeder 3.
Una produzione svincolata di potenza attiva e reattiva si suppone di ottenerla con l’aiuto
dell’interfacciamento di un inverter tra rete e alimentatore. Quello che si ottiene è un netto
miglioramento del profilo con accumulatori che forniscono una potenza attiva nominale di
0,36 MW e potenza reattiva nominale di 0,36 MVAr, e ciò lo si vede grafitando l’andamento
della tensione nell’ultimo nodo N290771T01 (Figura 7.23).
127
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
ORA IL MINIMO RAGGIUNTO È PARI A QUASI 0,94 p.u.!!!
Figura 7. 23 - Andamento della tensione nell'ultimo nodo del Feeder 3 nella settimana di Luglio considerata, DOPO
l’inserimento degli accumulatori.
Oltre a portare ad una riduzione delle perdite in linea, si arriva a migliorare il profilo di
tensione a questo nodo ma chiaramente si migliora molto anche il profilo di tutti gli altri nodi
del feeder, comportando il passaggio da una situazione in cui 33 nodi hanno un istante in cui
la tensione oltrepassa il limite di 0,95 p.u., ad una situazione in cui i nodi che oltrepassano
tale vincolo sono solo 9 e con valori di molto ridotti: il nodo più critico migliora la propria
condizione incrementando la tensione nodale di quasi il 3%.
Di seguito si riporta allora il profilo di tensione lungo il feeder nello stesso istante (il
ventesimo load flow) prima e dopo l’iniezione di potenza reattiva in rete.
Istante 20 - Rete con Preatt
Istante 20 - Rete senza Preatt
1,01
1
0,99
0,98
0,97
0,96
0,95
0,94
0,93
Figura 7. 24 - Andamento della tensione lungo il Feeder 3 all'istante 20 (in cui in N290771T01 si raggiunge un minimo di
circa 0,91 p.u.) prima e dopo l’iniezione di potenza reattiva in rete.
128
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
Analizzando l’Hosting Capacity, come si può vedere dalla Figura 7.25, questa
chiaramente non cambia molto rispetto al caso di rete con linee rafforzate e ciò perché nello
studio di accettazione di potenza da GD si guarda di porsi in condizioni di rischio per la rete,
ovvero quando la tensione al nodo è massima.
NESSUN VINCOLO VIOLATO
LINEE
VARIAZIONI RAPIDE
VARIAZIONI LENTE
100,00%
90,00%
80,00%
70,00%
[%]
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5 10
Potenza [MVA]
Figura 7. 25 - Istogramma cumulato rappresentante la percentuale di nodi con GD installabile pari al valore di potenza
corrispondente alla potenza riportata in ascissa - Linee Rafforzate ed Accumulo in rete.
Il solo inserimento di accumulatori in rete senza la conoscenza di un loro adeguato profilo
di generazione di energia nella giornata, o un adeguato sistema di gestione dello stesso che
preveda di iniettare potenza in rete quando la tensione è bassa e di assorbirla quando è alta,
non porta ad alcun vantaggio in termini di potenza installabile.
Se si riuscisse nell’operazione di inserire degli accumulatori in grado di immettere
energia in rete o di assorbirla dalla stessa quando necessario, si potrebbe risollevare,
perlomeno in parte, la rete dal lavorare al limite delle proprie capacità tecnico-fisiche,
riuscendo a migliorare allora il profilo di tensione e ad incrementare la capacità di
accettazione di energia da GD. Questi due aspetti farebbero si che, se si facesse valutare
questa rete al fine di ammetterla ad un particolare regime di incentivazione nel rispetto
quindi della Delibera 39/10, si riuscirebbe ad ottenere un punteggio interessante in
corrispondenza dei criteri di valutazione B3 e B9 della Determina 7/10.
Provando allora ad inserire degli accumulatori come quanto appena fatto ma imponendo
loro di funzionare come degli induttori durante il weekend (il coefficiente settimanale
assegnato al profilo nei giorni di sabato e domenica è allora pari a -1), a differenza di quanto
avveniva nella precedente simulazione dove invece in quei giorni essi si limitavano a
scambiare potenza attiva con la rete in quanto il profilo rientrava abbondantemente nel range
considerato, si può constatare che il profilo al nodo analizzato in precedenza migliora dal
punto di vista della continuità, nel senso che assorbendo potenza reattiva dalla rete, la
tensione nodale tende a ridursi in queste ore, facendo si che la variabilità della tensione
nodale nell’arco della settimana si riduce, mantenendosi attorno ad un valore medio di circa
0,95-0,96 p.u.
129
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
Figura 7. 26 - Andamento della tensione nell'ultimo nodo del Feeder 3 nella settimana di Luglio considerata,
DOPO l’inserimento degli accumulatori che erogano potenza reattiva nei primi 5 giorni
della settimana e la assorbe nel weekend.
Riducendosi il massimo di tensione nodale in termini assoluti (il minimo rimane
chiaramente invariato al valore prima trovato) accade che anche l’Hosting Capacity può
cambiare, e difatti lo si vede da Figura 7.27.
NESSUN VINCOLO VIOLATO
LINEE
VARIAZIONI RAPIDE
VARIAZIONI LENTE
100,00%
90,00%
80,00%
70,00%
[%]
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5 10
Potenza [MVA]
Figura 7. 27 - Istogramma cumulato rappresentante la percentuale di nodi con GD installabile pari al valore di potenza
corrispondente alla potenza riportata in ascissa - Linee Rafforzate ed Accumulo in rete funzionante da induttore.
Quello che si nota è che l’Hosting Capacity aumenta seppur di poco rispetto al caso
precedente ma quello che si può anche dire, coscientemente, è che con tutta probabilità
l’installazione degli accumulatori nella rete attuale non vale l’investimento ad essi legato in
relazione ai benefici che invece dovrebbe portare. Questo è comprensibile anche solo con
una valutazione grossolana come quella fatta. Si è infatti consapevoli che in ogni modo un
130
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
inserimento di due dispositivi come quelli visti sia improbabile, ma a noi serviva solamente
capire quanti benefici la presenza di storage in rete potesse portare.
Si ritiene allora che anche con un sistema di gestione della produzione di energia attivareattiva che ottimizzi il rapporto dello storage taglia-benefici cercati, riducendo così il costo
di un investimento di questo tipo, non si riesca a trovare grande vantaggio economico in
questa operazione.
Ultimo aspetto analizzato a riguardo dello storage lo ha visto essere inserito nella rete in
cui le linee sono state rafforzate solo nei primi due feeder, mentre al Feeder 3 si sono inseriti
solo i due banchi di accumulatori visti in precedenza (negli stessi due nodi), quindi
rappresentabili come un carico che produce potenza attiva nominale pari a 0,36 MW e
reattiva pari a 0,36 MVAr, e che diventa un carico assorbitore di potenza reattiva nelle
giornate di sabato e domenica. Quello che si è riusciti a trovare è stato un netto
miglioramento della situazione rispetto al caso di rete in loro assenza, ma tale miglioramento
non porta altro che agli stessi risultati ottenibili con il rafforzamento delle sole linee anche al
Feeder 3, in termini di Hosting Capacity. Un grosso vantaggio che un’operazione simile
potrebbe portare con sé è invece un miglioramento anche dal punto di vista dell’aumento di
accettazione di Hosting Capacity rispetto al vincolo di variazioni lente di tensione, mentre le
variazioni rapide non varierebbero di molto la propria capacità limitante. Al contempo però,
l’iniezione di potenza attiva in rete fa si che anche le linee si “scarichino” perlomeno in
parte, permettendo così un aumento di potenza immettibile in rete anche dal punto di vista
delle portate dei conduttori.
Chiaramente la scelta non è facile in quanto da un lato, limitandosi a sostituire le sole
linee il problema di un profilo di tensione abbastanza variabile nell’arco della settimana
permane, mentre dall’altra, installando gli accumulatori, ci si potrebbe aspettare un forte
investimento economico.
Sarebbe allora necessario andare ad attuare un confronto tecnico-economico tra la
possibilità di inserire le due linee nuove oppure i due banchi di accumulatori, e di pesare tale
valutazione con possibili richieste di concorrere ai nuovi criteri di incentivazione proposti
con la DCO 34/11.
131
CAPITOLO 7
ANALISI DI HOSTING CAPACITY
132
CONCLUSIONI
CONCLUSIONI
Nei prossimi anni la rete elettrica di distribuzione probabilmente subirà, sulla scia di
quanto già sta avvenendo, un ulteriore spinta verso quella che la porterà ad essere
completamente trasformata rispetto la concezione iniziale. I nuovi regolamenti in materia di
incentivazione alle risorse rinnovabili assieme ad una nuova concezione di quella che è
l’energia ed il suo utilizzo, sta portando la società ad aderire sempre più a quelle che sono le
richieste fatte dagli esperti al fine di salvaguardare l’ambiente e così anche il pianeta.
La rete è quindi oramai noto a tutti che deve essere ripensata perché la già forte presenza
di GD presente in essa verrà ancora di più rafforzata negli anni a venire, e questo non potrà
che comportare problemi sempre maggiori per quanto riguarda la gestione e l’utilizzo della
rete elettrica. I nuovi utenti della rete saranno allora sia attivi (andranno ad aggiungersi a
quei, relativamente, pochi già presenti) che passivi, comportando così un cambio radicale
della concezione finora passiva del sistema elettrico che dovrà invece prevedere un sistema
di gestione e controllo che possa garantire un adeguato sistema di sicurezza e qualità del
servizio, sempre a livello degli standard fissati.
Vista la rivoluzione concettuale che aspetta la rete, è ovvio che la pianificazione della
stessa diventerà sempre più difficoltosa e quindi necessitari nuovi sistemi e strumenti che
aiutino il lavoro dei pianificatori.
In questo lavoro si è allora analizzato uno di quegli strumenti che potrebbe risultare
fondamentale per la risoluzione del problema di accettazione di potenza da GD da parte della
rete. Quello che si è fatto è stato allora di applicare in pratica lo studio fatto dall’Autorità per
l’energia elettrica ed il gas per la determinazione dell’Hosting Capacity di parte della rete
elettrica italiana, al fine di poter determinare questo parametro che nel futuro si pensa possa
diventare un’importante metro per il distributore per monitorare lo stato della propria rete,
almeno fintanto che vige il sistema fit and forget che lo obbliga ad accettare tutta la potenza
da GD presente in rete.
Un’analisi di Hosting Capacity si inserisce di dovere in un contesto economico-gestionale
di Energy Management in quanto può infatti permettere, innanzitutto alle aziende
distributrici, di avere enormi risparmi economici dal momento che permette di fare
previsioni di sostituzione di elementi deboli della rete (linee e protezioni ad esempio) o
l’installazione di banchi di accumulatori o simili al fine di si ridurre le perdite in rete,
aumentare la qualità del servizio e l’accettazione di potenza da parte della rete stessa, il tutto
cercando chiaramente il maggior risparmio economico.
Anche da un punto di vista strettamente tecnico questo lavoro e l’analisi di Hosting
Capacity in generale hanno una loro rilevanza in quanto permettono di valutare l’importanza
di conoscere la GD in rete, di ripensare il sistema di protezione, ecc.
Analizzati i risultati e visti gli istogrammi cumulati è giunto il momento di aggiungere
alcune considerazioni strettamente personali.
Ciò che è palese è che la rete di distribuzione analizzata è possibile concludere che ha
dimostrato una capacità di accoglimento che definirei discreta, per le dimensioni che la
caratterizzano. Un suo incremento avverrà di sicuro con futuri sviluppi ed introduzioni di
nuove tecnologie, innanzitutto a partire da sistemi di comunicazione che permettano un
continuo e chiaro dialogo utente-utente ed utente-distributore.
133
CONCLUSIONI
I progetti pilota partiti con la Determina 7/10 non possono fare altro che aiutare a
migliorare la situazione attuale, sperimentando innovativi sistemi di gestione della qualità
del servizio. Si pensa allora che la spinta ad attuare nuovi e mirati progetti su questa linea di
pensiero non possa che portare benefici a tutta la comunità. Interessanti potrebbero essere
studi su reti caratterizzate da forte presenza di utenti attivi diffusi sulla rete che magari
producano molto più del fabbisogno e per cui si necessita di un adeguato sistema di
comunicazione bidirezionale che li avvisi su come gestire la loro produzione per portare
vantaggio a loro stessi, alla rete e a tutte le altre utenze.
Per quanto riguarda la parte operativa, un aspetto che poco convince dello studio
presentato dall’Authority è infatti quello di considerare di allacciare un generatore alla volta
su ciascuno dei nodi di rete andandone ad aumentare la potenza da 0 MW fino ad un
massimo di 10 MW (potenza davvero importante). Si pensa sarebbe magari meglio utilizzare
un criterio di allacciamento di generatori diffusi sulla rete, anche se è chiaro che a quel punto
il problema si sposta sull’andare a definire proprio tale criterio che deve valere in generale.
Serve allora pensare: quanti generatori allacciare, quale profilo dare loro (perché un profilo
costante è chiaramente irrealistico), in quali nodi allacciarli,ecc.
Si concorda però con gli autori dello studio che per iniziare, un valore di 10 MW è un
valore accettabile perché questo valore va preso coscientemente molto oltre le aspettative di
una normale rete di distribuzione MT così che si possano quantomeno definire i vincoli
nodali che poi nell’esperienza reale si raggiungerebbero con l’allacciamento contemporaneo
di più generatori in nodi diversi, oltre al fatto che la conoscenza dei profili di generazione di
nuovi utenti attivi non sono noti a priori. Si può quindi in generale accettare anche l’idea di
utilizzare, conservativamente (visto che permette di individuare il caso peggiore), un profilo
costante, anche se va sottolineato che è tutt’altro che realistico e sarebbe invece migliore
un’analisi fatta sulla base di informazioni ulteriori date ad esempio dalla situazione politicoeconomica, dallo stato delle tecnologie, dalla conformazione del territorio, ecc, che possa
pensare di inserire un generatore con un profilo più vicino a quello che può essere realmente
installato in rete.
Guardando invece alle possibili evoluzioni future di questo lavoro, esse possono allora
prevedere un approfondimento dell’analisi tecnico-economica che permetta soprattutto al
distributore di muoversi per tempo e con ottimizzazione dei costi in quella che può essere
l’attuazione di operazioni in rete.
Infine un ultimo aspetto interessante e che in questo studio non si è riusciti ad affrontare
per questioni di tempo, è quello di attuare un’analisi dell’Hosting Capacity sulla base di
scenari evolutivi pensati e studiati con particolare attenzione, a partire proprio da
informazioni sullo stato della rete, sulle nuove costruzioni che saranno nuovi carichi per la
rete o nuova generazione da accettare, sui trend di crescita economica, ecc.
134
RINGRAZIAMENTI
RINGRAZIAMENTI
A termine di questo lungo percorso universitario colmo di soddisfazioni, trovo doveroso
ringraziare innanzitutto il Professor Roberto Turri senza il quale questo lavoro non sarebbe
potuto essere svolto e soprattutto perché i suoi continui consigli e la sua disponibilità mi
hanno permesso di imparare ancora molto in questi mesi di lavoro sotto la sua importante per
me guida.
Mi sento poi in dovere di ringraziare davvero molto Massimiliano per la sua grande
pazienza e disponibilità nell’aiutarmi in tutti i momenti bui avuti in laboratorio e senza il cui
aiuto probabilmente sarei ancora affaccendato a tentare di capire il funzionamento e gli errori
del programma e di MATLAB stesso.
Ringrazio poi i compagni di questi ultimi mesi passati in laboratorio che hanno permesso
di staccare dalla routine della giornata e recuperare le energie necessarie per riprende il
lavoro lasciato con più spirito di prima.
Prima di passare ai ringraziamenti più caserecci di amici e familiari trovo doveroso
ricordare dal profondo innanzitutto il Professor Lorenzo Fellin che mi ha seguito per il
lavoro di tesi di laurea triennale e da cui sono riuscito a “rubare” molte nozioni ma
soprattutto lo spirito per continuare al meglio il percorso di studi con la laurea magistrale, e
poi tutti i professori che mi hanno insegnato con passione le loro materie e che mi hanno
permesso di crescere sia come studente che come persona.
Infine è arrivato il momento di salutare i miei grandissimi compagni di studi, senza i quali
le giornate sarebbero state indubbiamente molto più pesanti e difficili da superare, oltre
all’aiuto sempre prezioso nei momenti di difficoltà nello studio. Ricordo allora con affetto e
in rigoroso ordine sparso: Cresta (per primo perché 10 anni sugli stessi banchi non sono
pochi!), Valeriano, Henry, Pelli, Zara, Valentino e il Mozz. Oltre a tutti gli amici che ho
trovato lungo il mio percorso, che non cito per brevità, ma che ricorderò per sempre.
Una particolare citazione va alla Mia numerosa Famiglia per avermi sempre appoggiato
anche quando le cose non andavano benissimo, per avermi sopportato nei momenti di
difficoltà, aiutato in ogni passo del mio percorso scolastico e insegnato i veri e profondi
valori della vita. Ricordo a tal proposito le Nonne Carmen e Marisa per avermi trasmesso ciò
che la vita ha insegnato loro nel bene e nel male, per avermi accudito fin da piccolo
trasmettendomi così anche le loro passioni e le loro sfaccettature caratteriali di cui sono
diventato erede.
Tengo a ringraziare in particolar modo Federica perché in questi ultimi 5 anni passati
assieme, fianco a fianco, in ogni (oserei dire) minuto della giornata mi ha aiutato a non
mollare mai e a ribattere colpo su colpo ogni parvenza di malessere si presentasse. Ammetto
che se non fosse stato per Te probabilmente le difficoltà sarebbero state maggiori e più
difficilmente superabili da solo, quindi non potrò che ringraziarti sempre.
Ringrazio per ultimi, ma non perché tali nei miei pensieri, gli amici di tutti i giorni, che
non cito per paura di fare gravi dimenticanze, ma che sono fondamentali per staccare dalla
quotidianità e riportare il morale agli alti livelli in cui esso deve stare; a tal riguardo un
particolare posto lo occupa la mitica Snoopy, inseparabile compagna di pomeriggi passati tra
studio e divertimento.
135
RINGRAZIAMENTI
136
BIBLIOGRAFIA E SITOGRAFIA
BIBLIOGRAFIA e SITOGRAFIA
[1]
M. Delfanti, A. Silvestri: “Smart Grid. Le reti elettriche di domani – Dalle
rinnovabili ai veicoli elettrici il futuro passa per le reti intelligenti”,
GieEdizioni, Roma 2011.
[2]
M. Delfanti, M. Merlo, V. Olivieri, A. Silvestri: “Generazione Diffusa:
impatto attuale sulle reti e qualche prospettiva”, AEIT, n° 5/6,
Maggio/Giugno 2010.
[3]
M. Loddo: “Pianificazione e gestione delle reti di distribuzione attive”,
Tesi di Dottorato Magistrale presso l’Università di Cagliari, Ciclo XIX.
[4]
UE: “European Smart Grids Technology Platform – Vision and Strategy for
Europe’s Electricity Networks of the Future”, European Commission –
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140
APPENDICA A
AMBITI DI VALUTAZIONE DEI BENEFICI DEI PROGETTI PILOTA
E NUOVI CRITERI ECONOMICI (DCO 34/11)
APPENDICE A
AMBITI DI VALUTAZIONE DEI BENEFICI DEI
PROGETTI PILOTA E NUOVI CRITERI ECONOMICI
(DCO 34/11)
A.1
AMBITI DI VALUTAZIONE DEI BENEFICI DEI PROGETTI PILOTA
AMBITO A1 (j=1): Considera la dimensione del progetto, ovvero la dimensione dell’area, il
numero delle utenze attive coinvolte e gli effetti del progetto sull’aumento di produzione da
GD e FER. In quest’ambito si trovano i seguenti benefici, riportati anche in Tabella A.1:
B1: Numero di punti di connessione di utenze attive coinvolte nel progetto pilota,
dove per utenza attiva si considerano quegli utenti in grado di immettere energia
attiva in rete. Per la valutazione di questo punto si sono tenuti in considerazione il
numero stesso degli impianti di utenza attiva ma anche la tipologia dei generatori, le
fonti energetiche primarie presenti o considerate, del valore di generazione in
relazione al carico allacciato alla rete, ecc.
Per quanto riguarda questo beneficio, sono stati valutati con maggior positività i
progetti che avevano uno tra i seguenti aspetti: gli impianti di generazione alimentati
da FER, impianti di generazione non programmabili, utenze attive di taglia e
contrazione diversa, varietà di tipologie di impianti di produzione e fonti
energetiche, utenze attive in BT, rappresentino un caso particolare di criticità
riscontrabile anche a livello di rete di distribuzione di più ampia scala.
B2: Incremento dell’energia immettibile in rete rispetto a prima dell’intervento. Per
valutare l’energia immettibile in rete, l’Authority spiega che è l’energia massima che
può essere immessa in rete nel rispetto dei vincoli tecnici definiti dalle normative
vigenti (particolarmente per quanto riguarda tensione e corrente).
Anche per quanto riguarda questo beneficio sono stati definiti degli aspetti che in
fase di valutazione sono poi stati considerati con maggior punteggio. Tra questi
abbiamo che sono stati valutati in modo migliore i progetti che contenevano
soluzione di gestione innovative che permettessero l’incremento dell’energia
immettibile in rete. Tali sistemi di gestione potevano ad esempio prevedere un
aumento del numero di generatori connessi alla rete concordemente ad una
limitazione delle linee dedicate partenti dalla CP.
La Determina segnala anche che la verifica dell’energia immettibile andrebbe fatta
ipotizzando degli scenari evolutivi pluriennali ma vista l’onerosità dello studio si
specifica che l’aumento dell’energia immettibile in rete risulta pari alla differenza
tra energia massima che potrà essere immessa dopo l’installazione delle soluzioni
proposte nei progetti e l’energia immettibile in rete nelle condizioni attuali; pertanto
il conto da fare è:
141
APPENDICA A
AMBITI DI VALUTAZIONE DEI BENEFICI DEI PROGETTI PILOTA
E NUOVI CRITERI ECONOMICI (DCO 34/11)
B2
E post
E pre
(A.1)
Dove Epost è l’energia immettibile nelle condizioni successive all’intervento, mentre
Epre è l’energia immettibile prima dell’intervento calcolabile in condizioni passive
della rete.
Il calcolo di tale energia immettibile va chiaramente fatto attraverso una risoluzione
della rete ai load flow e per tale motivo è stato richiesto che in allegato ai progetti
presentati venissero consegnati anche parametri necessari a tale calcolo (topologia
della rete, parametri delle linee, ipotesi di carico e di generazione fatte con relativi
diagrammi,ecc.).
B3: Incremento di energia immettibile in rete da GD in termini percentuali rispetto i
consumi delle utenze passive. Questo calcolo permette di evidenziare come gli
interventi apportati dai progetti possano aumentare l’energia da GD immettibile in
rete, perlomeno limitando il problema di non omoteticità di generazione e carichi.
Ora l’energia immettibile è calcolabile così:
B3
E post
E pre
Ecarichi
(A.2)
Ancora una volta il calcolo dell’energia è fatto sulla base di una risoluzione di un
modello di load flow con, chiaramente, la conoscenza degli stessi parametri richiesti
al punto B2.
B4: Numero di cabine primarie interessate dal progetto; sono stati valutati con un
punteggio migliore gli impianti che presentavano interventi integrati su più CP (con
relativo vantaggio di tale intervento).
Tabella A.1 - Ambito A1.
142
APPENDICA A
AMBITI DI VALUTAZIONE DEI BENEFICI DEI PROGETTI PILOTA
E NUOVI CRITERI ECONOMICI (DCO 34/11)
AMBITO A2 (j=2): Tiene in considerazione i benefici apportati dal grado di innovazione del
progetto, con riferimento alla capacità di aggregazione della GD e delle fonti rinnovabili con
scopi di regolazione della tensione e uniformità del diagramma di produzione, ma anche con
obiettivi di utilizzo di sistemi di comunicazione al fine di avere una migliore gestione e
controllo della distribuzione. In quest’ambito si trovano i benefici riportati anche in Tabella
A.2:
B5: Coinvolgimento degli utenti attivi per prevedere la possibilità di modificare gli
impianti di tali utenti al fine del funzionamento dei sistemi di comunicazione e
controllo. Per quanto riguarda tale beneficio, sono stati valutati con un punteggio
migliore i progetti che presentavano modalità di coinvolgimento degli utenti attivi
che fossero più efficienti ed efficaci.
B6: Previsione di un sistema di tipo SCADA (controllo e acquisizione) per lo studio
dinamico dei flussi di energia in rete. Per la valutazione di questo punto si è
considerato maggiormente positivo l’impianto che presentasse le modalità di
realizzazione di tale sistema SCADA più efficaci.
B7: Possibilità di installazione di un sistema bidirezionale di comunicazione con i
clienti così che si permetta una facile attuazione di programmi di Demand
Response31 attraverso segnali di prezzo inviati ai clienti stessi.
B8: Possibilità di previsione di installazione di un sistema di accumulo da combinare
con FER intermittenti o con sistemi di ricarica per veicoli elettrici; in alternativa
possibilità di installazione di un sistema di controllo che permetta una immissione di
energia in rete regolare e prevedibile.
B9: Grado di partecipazione dell’impianto al servizio di regolazione della tensione.
In questo caso si accettavano soluzioni alternative per la produzione di energia
reattiva fondamentale per un corretto profilo di tensione come quelle date da
compensatori statici, banchi di rifasamento regolabili, sistemi di storage accoppiati a
convertitori, GD.
31
È una idea nata nell’ambito del mercato elettrico che prevede di poter modificare la curva di domanda di energia elettrica,
con conseguenti vantaggia sia per gli utenti finali, sia per il gestore stesso della rete. Lo scopo che questa “metodologia di
comunicazione” si prefigge è quello di migliorare l’efficienza del sistema e di tutto il parco impianti spostando la curva di
domanda di energia elettrica.
143
APPENDICA A
AMBITI DI VALUTAZIONE DEI BENEFICI DEI PROGETTI PILOTA
E NUOVI CRITERI ECONOMICI (DCO 34/11)
Tabella A.2 - Ambito A2.
AMBITO A3 (j=3): Quest’ambito tiene in considerazione la fattibilità del progetto, nel senso
che tiene in giusta considerazione i tempi di realizzazione e l’impatto sulla PQ. In
quest’ambito si trovano i benefici:
B10: Tempi di attuazione del progetto, ovvero i tempi necessari per tute le attività di
pianificazione, acquisizione, installazione, e collaudo degli impianti. Chiaramente
hanno avuto un vantaggio i progetti con tempi di attuazione più limitati.
B11: Miglioramento dei profili di tensione e della continuità del servizio, quindi
degli indicatori della PQ, rispetto alle condizioni precedenti l’installazione del
progetto, con maggior vantaggio per progetti cha hanno presentato valutazioni delle
problematiche di compatibilità elettromagnetica e valutazioni di indicatori di
tensione.
Tabella A.3 - Ambito A3.
144
APPENDICA A
AMBITI DI VALUTAZIONE DEI BENEFICI DEI PROGETTI PILOTA
E NUOVI CRITERI ECONOMICI (DCO 34/11)
AMBITO A4 (j=4): Quest’ultimo ambito considera i temi più delicati riguardanti la
replicabilità su larga scala del progetto. In quest’ambito si trovano i benefici:
B12: Considera il grado di coinvolgimento diretto degli utenti attivi.
B13: Possibilità di utilizzo di sistemi di scambio di informazioni tra gestore della
rete di distribuzione e gli utenti collegati alla rete stessa che abbiano adottato
tecniche e protocolli di comunicazione standard, consolidate e trasparenti.
B14: In particolare con riferimento alla larga scala, deve esserci congruità tra costi
di investimento e obiettivi/benefici attesi.
Tabella A.4 - Ambito A4.
145
APPENDICA A
AMBITI DI VALUTAZIONE DEI BENEFICI DEI PROGETTI PILOTA
E NUOVI CRITERI ECONOMICI (DCO 34/11)
A.2
NUOVI CRITERI ECONOMICI: “Documento Di Consultazione DCO 34/11:
Criteri per la definizione delle tariffe per l’erogazione dei servizi di trasmissione,
distribuzione e misura dell’energia elettrica per il periodo 2012 – 2015”
In questo documento viene affrontato il tema dei meccanismi di incentivazione finalizzati
alla promozione degli investimenti per servizi di trasmissione, distribuzione e misura
dell’energia elettrica.
Anche in tale comunicazione si evidenzia come le reti elettriche siano state oggetto da
parte della normativa comunitaria e nazionale di nuovi innovativi obiettivi per il
raggiungimento del Green Package. Ancora una volta viene infatti ripetuto, riprendendo la
Comunicazione della Commissione Europea “Priorità per le infrastrutture energetiche per il
2020 e oltre. Piano per una rete energetica europea integrata” (del 17 Novembre 2010), che
vi è la necessità di garantire lo sviluppo e l’ammodernamento delle infrastrutture energetiche
europee:
“Le reti elettriche vanno ammodernate per soddisfare la domanda crescente […]. È
anche urgente estendere e ammodernare le reti per trasportare e bilanciare
l’elettricità prodotta da fonti rinnovabili, che dovrebbe più che raddoppiare nel
periodo 2007-2020.”;
“Lo sviluppo dell’infrastruttura energetica permetterà all’Unione Europea di dotarsi
di un mercato interno dell’energia e di rafforzare la sicurezza
dell’approvvigionamento, di integrare le fonti rinnovabili e di accrescere l’efficienza
energetica. Ai consumatori permetterà di beneficiare delle nuove tecnologie e
dell’uso efficiente dell’energia.”;
Riprendendo poi la Comunicazione “Reti Intelligenti: dall’innovazione all’introduzione”
(del 14 Aprile 2011), nella quale è evidenziata l’importanza di una seria ottimizzazione della
rete e dei sistemi di misurazione attuale per evitare di arrivare ad una situazione di stallo e
invece attuare tecniche di realizzazione degli obiettivi di risparmio ed efficienza energetica,
oltre al fatto che si evidenzia una volta ancora come le reti intelligenti portino con sé
notevoli vantaggi, si può dire che a livello nazionale hanno trovato completa attuazione le
Direttive Europee 2009/28/CE e 2009/72/CE, con i Decreti Legislativi n. 28/11 e n. 93/11
nei quali, per quanto riguarda la rete di distribuzione che a noi interessa in particolar modo,
si prevede che:
L’Autorità stabilisca dei criteri con i quali le imprese elettriche siano spinte ad
ottimizzare l’uso dell’energia elettrica anche introducendo dei sistemi di
misurazione intelligenti (i famosi smart meter);
Vi sia una sovraremunerazione del capitale investito per i distributori di energia che
effettuino interventi di ammodernamento della rete in ottica smart grid;
Vi sia la possibilità per il distributore di gestire e realizzare sistemi di accumulo
diffusi;
Vi sia l’obbligo per le imprese distributrici di rendere pubblico il proprio piano di
sviluppo al fine di favorire innanzitutto uno sviluppo coordinato della rete e degli
impianti produttivi;
146
APPENDICA A
AMBITI DI VALUTAZIONE DEI BENEFICI DEI PROGETTI PILOTA
E NUOVI CRITERI ECONOMICI (DCO 34/11)
Per conseguire tali obiettivi, a livello di rete di distribuzione, in particolare nel periodo
regolatorio 2008-2011, si è pensato di procedere attraverso due meccanismi tariffari pensati
per spingere verso nuovi investimenti:
Una maggiorazione del rendimento base (WACC) sul capitale investito (chiaramente
nel rispetto di determinati limiti definiti all’interno del TIT32, precisamente
all’articolo 11);
Un meccanismo di garanzia dei ricavi da contributi di connessione a forfait;
Per quanto riguarda il primo aspetto relativo alla sovraremunerazione del capitale
investito, è possibile dire che per la rete di distribuzione è stato avviato nel 2008 un
meccanismo di incentivazione a particolari tipologie di investimento utili per lo sviluppo
della rete di distribuzione stessa. Il TIT fissa il tasso di remunerazione ad un valore del 7%
base più una sovraremunerazione del 2% per quegli investimenti che rispettino determinate
categorie richieste dall’Autorità per l’energia elettrica ed il gas.
Tra queste categorie abbiamo:
D=1: Investimenti legati alla realizzazione di nuove stazioni di trasformazione
AT/MT (per 8 anni);
D=2: Investimenti relativi alla sostituzione di trasformatori esistenti nelle cabine
MT/BT con trasformatori nuovi a basse perdite (per 8 anni);
D=3: Investimenti la cui realizzazione porti ad almeno due lati di maglia sul lato AT
nelle nuove stazioni di trasformazione AT/MT (per 12anni);
D=4: Investimenti relativi a sistemi di automazione, protezione e controllo di reti
attive MT, note appunto col nome di Smart Grids (per 12 anni). È proprio nel TIT
che viene ripreso il tentativo incentivare l’avvio di progetti pilota con finalità di
sviluppo delle Smart Grids e che si evidenzia saranno oggetto di ulteriori e
approfondite osservazioni al fine di avviare una regolazione incentivante degli
investimenti connessi all’evoluzione delle reti di distribuzione;
In relazione ai progetti di incentivazione delle Smart Grids si capisce che questi non
sono sterili tentativi di guardare al futuro se si pensa al forte incremento di produzione da
fonti rinnovabili che si è visto esserci stato sulla rete e che ha fatto si che si dovesse prendere
in serie considerazione il problema della saturazione della rete elettrica stessa.
Quest’aspetto, sottolineato anche da un documento dell’Autorità dal nome “Memoria per
l’Audizione alla Commissione Ambiente della Camera dei Deputati nell’ambito
dell’Indagine Conoscitiva sulle politiche ambientali in relazione alla produzione di energia
elettrica da fonti rinnovabili”, è di tutta rilevanza in quanto vi sono molte reti che sono
realmente sature e che pertanto non sono in grado di trasportare completamente l’energia
elettrica che invece si vorrebbe far transitare sulle stesse. È quindi necessario sviluppare e
analizzare questo problema (molto rilevante nelle zone appenniniche, ad esempio), magari
affiancandolo ad un accurato studio circa la realizzazione di impianti di accumulo che
32
TIT è un acronimo che sta per “Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas per
l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2008-2011 e
disposizioni in materia di condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione”.
147
APPENDICA A
AMBITI DI VALUTAZIONE DEI BENEFICI DEI PROGETTI PILOTA
E NUOVI CRITERI ECONOMICI (DCO 34/11)
sollevino, almeno in parte, la rete dal gravoso compito di lavorare al limite delle proprie
capacità tecnico-fisiche.
In relazione poi a quegli impianti di produzione da fonte rinnovabile
non
programmabili, l’Autorità ha tenuto a sottolineare come vi debba essere una precisa
regolamentazione delle reti in grado di infondere i giusti segnali di sviluppo da parte dei
gestori di rete, così da raggiungere gli obiettivi di riduzione delle emissioni e di
massimizzazione del contributo dato dalle fonti rinnovabili alla richiesta energetica
nazionale. Lo scopo da perseguire di riduzione dei costi a livello di sistema, raggiungendo
una loro minimizzazione complessiva, deve avvenire attraverso quelle leve di cui è a
disposizione il regolatore e che possono essere sia tariffarie che non tariffarie.
Con tale approccio si deve poi anche valutare il sistema di incentivazione più opportuno
da applicare a quelle soluzioni quali possono essere gli studi in ambito smart grid e i sistemi
di accumulo diffusi sulla rete.
L’incentivazione delle reti smart si può dire abbia avuto un’effettiva applicazione solo a
partire dal 2011 anche se solo sperimentalmente. L’AEEG ha intenzione di andare ad attuare
principalmente due idee:
Rafforzare i meccanismi di incentivazione di modo che questi spingano ad un
ammodernamento delle reti con finalità smart, con un particolare occhio di riguardo
affinché gli aumenti di remunerazione siano legati ad effettivi benefici e
miglioramenti delle reti stesse, magari andando a definire dei parametri noti come
“output based” principalmente in relazione alle informazioni che si possono venire a
ricavare dai progetti pilota posti in essere con la Delibera 39/10;
Rivalutare e in caso eliminare eventuali sovrapposizioni di incentivazione;
Tra i vari strumenti in materia di nuove tecnologie che possono tornare utili per una
gestione attiva della domanda e alla realizzazione di reti di distribuzione dell’energia
elettrica di tipo smart, molto importante può essere lo studio di strumenti accessori ai
sistemi elettronici di misura dell’energia elettrica, in grado di informare i clienti finali del
servizio elettrico e consentire così anche a loro una completa partecipazione “attiva” alla
gestione (efficiente) del sistema. Questo aspetto è però chiaro che viene ad avere un certo
ruolo di rilevanza se si mantiene un importante divisione tra quelli che sono gli strumenti di
misurazione e quelli che possono essere gli strumenti del cliente su cui possono intervenire
operatori economici operanti nel libero mercato.
Riassumendo brevemente quanto l’Autorità per l’energia elettrica e il gas ha intenzione
di fare, si può dire che è intenzionata, se necessario, a modificare l’intero sistema di
incentivazione degli investimenti nelle reti elettriche secondo tre guide:
L’attivazione di parametri che definiscano le effettive performance degli
investimenti, così che l’incentivo sia pesato con il beneficio che l’investimento
stesso porta (incentivazione output based);
L’eliminazione di ripetizioni nei sistemi di incentivazione tariffaria ed altri sistemi
di incentivazione non tariffaria;
148
APPENDICA A
AMBITI DI VALUTAZIONE DEI BENEFICI DEI PROGETTI PILOTA
E NUOVI CRITERI ECONOMICI (DCO 34/11)
Un continuo monitoraggio durante tutto il periodo regolatorio dell’emergere di
nuove esigenze di incentivazione legate agli obiettivi del Green Package
innanzitutto;
Strettamente a riguardo dell’incentivazione tariffaria degli investimenti nella rete di
distribuzione, vi sarà innanzitutto una revisione dei sistemi di incentivazione nati su di una
maggiore remunerazione del capitale investito; perciò l’Autorità ritiene opportuno:
Ripensare l’incentivazione di alcune tipologie di investimento sempre restando di
evitare la sovrapposizione con metodologie di tipo output based;
Monitorare la situazione relativa all’evoluzione degli sviluppi circa la mobilità
elettrica e ai progetti pilota così da rivedere i sistemi di tariffazione del servizio di
ricarica;
Monitorare e studiare meccanismi di incentivazione in grado di integrare
intelligentemente le azioni ed il comportamento di tutti gli utenti connessi alla rete;
Per ciò che concerne i nuovi meccanismi di incentivazione degli investimenti in reti di
distribuzione, l’Authority intende:
Confermare per le imprese di distribuzione AT le incentivazione già in atto per gli
investimenti di tipo D=1 circa le nuove stazioni di trasformazione AT/MT:
WACC+2% per 8 anni;
Bloccare le incentivazioni per gli investimenti di tipo D=2 relativi alla sostituzione
dei trasformatori già presenti nelle cabine MT/BT con dei nuovi trasformatori a
basse perdite alle sole imprese distributrici con meno di 50000 clienti connessi alla
rete di distribuzione: WACC+2% per 8 anni;
Mantenere l’incentivazione per gli investimenti di tipo D=4 circa i progetti pilota di
reti attive con un 2% per 12 anni, ripensando però la remunerazione su sistemi di
incentivazione output based che permettano uno sviluppo generalizzato delle smart
grid;
Inserire una nuova categoria D=6 riguardante i sistemi di accumulo in stazioni di
trasformazione AT/MT, connessi in MT;
Per concludere, l’Autorità per l’energia elettrica ed il gas è da dire che ha già pensato ad
alcuni possibili parametri per lo sviluppo di meccanismi output based; tra questi ci sono la
percentuale di tempo di inversione del flusso di potenza annuo (buon rilevatore di attività
della rete), la quantità di GD connessa o in procinto di essere connessa, la ”Psmart” ovvero
la “potenza di immissione in rete liberata dall’intervento in condizioni sicure di corrente,
tensione e frequenza”.
149
APPENDICA A
AMBITI DI VALUTAZIONE DEI BENEFICI DEI PROGETTI PILOTA
E NUOVI CRITERI ECONOMICI (DCO 34/11)
150
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
Per brevità si riporta solo il main per il calcolo delle variazioni rapide in quanto quello
per il calcolo delle variazioni lente abbiamo detto essere del tutto uguale a parte per i cicli di
verifica di violazione dei limiti imposti. Analogamente riporta solo script riguardante il
calcolo vero e proprio della capacità di connessione per le variazioni rapide, tralasciando
quelli per le variazioni lente di tensione. Si riportano allora:
NRLFmain.m;
EseguiLF.m;
HCVariazioniRapide.m;
EseguiLFHCVR.m;
IPROTEZIONIHCsl.m (IPROTEZIONI.m è uguale come struttura);
B.1
NRLFmain.m
% File principale di calcolo del Load Flow con il metodo Newton-Raphson
clc; clear all; close all;
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%% Rete in esame %%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%
Filename='DATI_RIFERIMENTO';
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%% Periodo in esame %%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%
DatiTimeLF={...
%
Anno
[
2011
[
2011
Mese
2
2
Giorno
14
20
h
0
0
m
0
0
s
0
0
],... % Data di inizio
]};
% Data di termine
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%% Passo tra due LF %%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%
%
StepTime=[
Anno
0
Mese
0
Giorno
0
h
1
m
0
s
0
];
%%%%%%%%%%%%%%%% Massimo numero di Load Flow%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%
MaxnumLF = 1e6;
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%
% Limiti fissati dalla normativa
EmaxNorma=1.05;
EminNorma=0.95;
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%
151
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
% Costruzione struttura di inizio e fine del periodo di load flow
CampiTimeLF = { 'Inizio' 'Fine'};
TimeLF = cell2struct(DatiTimeLF,CampiTimeLF,2);
clear DatiTimeLF CampiTimeLF
warning('off','MATLAB:dispatcher:InexactMatch');
archivio='\Dati\Archivio_Atlantide';
profili='Libreria_Profili';
componenti='LIBRERIA_COMPONENTI';
% Directory utilizzate
addpath([ pwd archivio],0);
addpath([ pwd '\Dati\CC'],0);
addpath([ pwd '\Risultati\Tabelle'],0);
% Librerie Script
addpath([ pwd
addpath([ pwd
addpath([ pwd
addpath([ pwd
'\Lib_Script\Lettura_Dati'],0);
'\Lib_Script\Profili'],0);
'\Lib_Script\LibreriaGrafica'],0);
'\Lib_Script\LibreriaMetodi'],0);
%Impostazioni iniziali
LF=[];
% Impostazioni della figura principale del NRLFmain
ScrSz=get(0,'ScreenSize');
fNRFLmainColor=[0.92549 0.913725 0.847059];
hfNRFLmain=figure;
set(hfNRFLmain,...
'Name','NRLFmain',...
'MenuBar','None',...
'Position',[1 32 ScrSz(3) ScrSz(4)-61],...
'NumberTitle','off',...
'Color',fNRFLmainColor,...
'Renderer','OpenGL',...
'Resize','off');
clear ScrSz
% Creazione dei Pannelli di controllo
crtlMain;
% Finestra principale
ctrlPeriodoLF;
% Gestione Periodo di Load Flow
crtlFileDati;
% Gestione File Dati
crtlRisultati;
% Gestione File Risultati
crtlCalcoloCC;
% Gestione Calcolo corto circuito
% Pulsante Avvio calcolo
uicontrol('Style', 'pushbutton', 'String', 'Avvio Calcolo LF',...
'Units','Normalized','Position', [0.02 0.04 0.2 0.04],...
'Callback', 'EseguiLF',...
'ForegroundColor',[0.7765,0.046574,0.03285],...
'FontWeight','bold',...
'Fontsize',10);
% Menu a tendina scelta del tipo di metodo Newton-Raphson
152
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
strmtd= {'Newton-Raphson';...
'Newton-Raphson disaccoppiato (Carpentier)';...
'Newton-Raphson disaccopiato veloce (FDLF)'};
%
%
%
%
%
%
%
hpopmtd=uicontrol('Style', 'popup',...
'String',[strmtd{1} '|' strmtd{2} '|' strmtd{3}],...
'Units','Normalized','Position',[0.02 0.25 0.2 0.04],...
'Backgroundcolor',[1,1,1],...
'Callback', 'NRmtd');
Metodo=1;
hpopmtd=1;
set(hpopmtd,'value',Metodo);
% Pulsanti apri impostazioni NR
uicontrol('Style', 'pushbutton', 'String', 'Set NR',...
'Units','Normalized','Position', [0.02 0.10 0.05 0.04],...
'Callback', 'OpenCINR')
% Pulsanti apri risultati rete
uicontrol('Style', 'pushbutton', 'String', 'PlotLF',...
'Units','Normalized','Position', [0.08 0.10 0.05 0.04],...
'Callback', 'PlotLF')
%%%%%%%%%%%%%%%%%%% checkbox per unico load flow %%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%
%
definiamo due checkbox esclusivi
uipanel('position',[0.01 7/8 1/4 0.1],...
'BorderType','beveledin');
hcbxLF(1)=uicontrol('style','checkbox',...
'string','Esegui un unico load flow',...
'units','normalized',...
'position',[0.03 0.93 0.15 0.02],...
'callback','unicoLF_1');
hcbxLF(2)=uicontrol('style','checkbox',...
'string','Esegui load flow ripetuti',...
'units','normalized',...
'position',[0.03 0.90 0.15 0.02],...
'callback','unicoLF_2');
% inizializzare moltiLF a true per eseguire load flow ripetuti
moltiLF=false;
if moltiLF==false
set(hcbxLF(1),'value',1)
set(hcbxLF(2),'value',0)
unicoLF_1
else
set(hcbxLF(1),'value',0)
set(hcbxLF(2),'value',1)
end
clear moltiLF
153
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
B.2
EseguiLF.m
% Esecuzione Load Flow
% File Principale del calcolo di Load Flow
% Se è già stato eseguito almeno un load flow, cancello le variabili
% inerenti il calcolo del load flow dal workspace.
if size(LF,1)~=0
save('TempVar',...
'EmaxNorma','EminNorma','Filename','LF','MaxnumLF','Metodo','StepTime',...
'TimeLF','annostrpasso','axhp1','fNRFLmainColor','FileDatiCC',...
'filedatireti','g','giornostrpasso','hcbxLF','hfNRFLmain','hfa','hlab',...
'hp','hpopdata','hpopdati','hpopmtd','hpoppasso','hpush','mesestrpasso',...
'strmtd','datiExcel','hcbxDat','bloccolett','StruttDati','componenti','profi
li',...
'TipoCalcolo','archivio','NomiNFd')
clear all
load('TempVar')
% chiudo tutte le finestre tranne la principale
set(hfNRFLmain,'handlevisibility','off')
close all
set(hfNRFLmain,'handlevisibility','on')
end
%Impostazioni iniziali
LF=[];
LFcc=[];
LFnc=[];
TipoCalcolo=1;
%Modalità di calcolo: 1=LF,
% Lettura file dati della rete
if bloccolett==0
if datiExcel==true
Interfaccia
else
eval(Filename);
end
else
Nbase=StruttDati.info.Nbase;
Ea=StruttDati.info.Ea;
tol=StruttDati.info.tol;
harmonic=StruttDati.info.harmonic;
freq=StruttDati.info.freq;
Vrif=StruttDati.info.Vrif;
DB=StruttDati.info.DB;
AttOLTC=StruttDati.info.AttOLTC;
TrasfoOLTC=StruttDati.info.TrasfoOLTC;
Trasfo=StruttDati.Trasfo;
Linee=StruttDati.Linee;
Gen=StruttDati.Gen;
Car=StruttDati.Car;
Grata=StruttDati.Grata;
feeder=StruttDati.feeder;
DCDay=StruttDati.DCDay;
DPDay=StruttDati.DPDay;
DCWeek=StruttDati.DCWeek;
DPWeek=StruttDati.DPWeek;
DCMonth=StruttDati.DCMonth;
DPMonth=StruttDati.DPMonth;
154
2=CC
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
end
yspezlinee=cell2mat({Grata.spezL});
eseguire le spezzate
a1=cell2mat({Grata.P});
a2=cell2mat({Grata.A});
%Leggo le coordinate y dove
OrdineNomiGrata=[];
OrdineNomiGrata=[{Grata.NomeN}]';
% Trovo il trasfo con regolatore OLTC
for t=1:size(Trasfo,1)
if size(findstr(Trasfo(t).NomeN1,TrasfoOLTC),1)
nTrasfoOLTC=t;
end
end
% Costruzione struttura dati principale
% e della base dei tempi di load flow
MKBaseTempi;
% Carico le tipologie dei diagrammi in uso
LDDiagrammi;
%informazioni generali che non sono in struct
info=struct('Nbase',Nbase,'tol',tol,'Ea',Ea,'harmonic',harmonic,'freq',freq,
...
'Vrif',Vrif,'DB',DB,'AttOLTC',AttOLTC,'TrasfoOLTC',TrasfoOLTC);
%salvataggio delle strutt dati in un'unica struttura
StruttDati=struct('Trasfo',Trasfo,'Linee',Linee,'Gen',Gen,'Car',Car,...
'Grata',Grata,'feeder',feeder,'info',info...
,'DCDay',DCDay,'DCWeek',DCWeek,...
'DCMonth',DCMonth,'DPDay',DPDay,'DPWeek',DPWeek,'DPMonth',DPMonth...
);
% File di interfaccia tra le variabili del file dati
% e le variabili interne del programma
ImpostaDatiHC;
%
for ni=1:size(NomeNReteNC,1)
%
OrdineNomiGrata(strcmp({Grata.NomeN},NomeNReteNC(ni,1)))={'-'};
%
end
%
OrdineNomiGrata(strcmp(OrdineNomiGrata(:,1),'-'))=[];
% Determinazione della matrice delle ammettenze nodali
% della rete di interconnessione
MtLinTra;
% Determino la matrice delle ammettenze nodali alla seq. diretta
Ynd=Ynseqdir(Yn,Trasfo);
Yn=Ynd;
% Impostazione condizioni iniziali metodo NR
CINR;
% Esecuzione del calcolo
axes(axhp1);
text(10,80,'Esecuzione del calcolo con il metodo di ','FontWeight','bold');
text(10,75,[ strmtd{Metodo} '...'],'FontWeight','bold');
155
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
numLF=size(LF,2);
InfoStato(axhp1,10,80,0.1,1,numLF);
% Inisializzo TEMPI e i residui
TEMPI=[];
ResMax=[];
tic;
%salvo data, ora e giorno dei load flow così da mantenere il riferiento
%per il momento di tensione max o min al nodo
NumeroLF=zeros(numLF,7);
for nLF=1:numLF
for i=1:6
NumeroLF(nLF,i)=LF(nLF).Date(1,i);
end
NumeroLF(nLF,7)=LF(nLF).Day;
Istante(nLF,1)=nLF;
end
clear nLF i
Feeder1={'SB_RO_10_A';'291304_1';'291335_1';'201266_1';'201307_1';'201544_1'
;'210109_1';'201522_1';'202613_1';'TEE267';'TEE266';'201289_1';'TEE265';'201
370_1';'201376_1'};
Feeder2={'SB_RO_10_A';'291266_1';'290902_1';'290693_1';'290942_1';'291156_1'
;'290899_1';'290905_1';'291083_1';'291311_1'};
Feeder3={'SB_RO_10_A';'291103_2';'290894_2';'291309_1';'290999_2';'290317_2'
;'290309_1';'290273_1';'290927_1';'290276_1';'290275_1';'290695_1';'290643_1
';'290544_1';'290771_1'};
% %trovo la posizione dei nodi appartenenti ad un determinato feeder
% %(memorizzati in NomeNFd) all'interno di NomeNRete
arrPosE=zeros(size(NomiNFd,1),nFd);
arrF=zeros(11,3);
n1=1;
l1=1;
m1=1;
s=0;
for NNFd=1:15
for i=1:size(NomeNRete,1)
if size(Feeder1,1)>=NNFd
if strcmp(Feeder1(NNFd),NomeNRete(i))
arrF(n1,1)=i;
TensioneFeeder1(n1,1)=[Feeder1(NNFd)];
n1=n1+1;
end
end
if size(Feeder2,1)>=NNFd
if strcmp(Feeder2(NNFd),NomeNRete(i))
arrF(l1,2)=i;
TensioneFeeder2(l1,1)=[Feeder2(NNFd)];
l1=l1+1;
end
end
if size(Feeder3,1)>=NNFd
if strcmp(Feeder3(NNFd),NomeNRete(i))
arrF(m1,3)=i;
TensioneFeeder3(m1,1)=[Feeder3(NNFd)];
m1=m1+1;
end
156
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
end
end
end
clear n1 m1 l1 NNFd
n=1;
l=1;
m=1;
for NNFd=1:size(NomiNFd,1)
for i=1:size(NomeNRete,1)
if strcmp(NomiNFd(NNFd).F1,NomeNRete(i))
arrPosE(n,1)=i;
n=n+1;
end
end
for i=1:size(NomeNRete,1)
if strcmp(NomiNFd(NNFd).F2,NomeNRete(i))
arrPosE(l,2)=i;
l=l+1;
end
end
for i=1:size(NomeNRete,1)
if strcmp(NomiNFd(NNFd).F3,NomeNRete(i))
arrPosE(m,3)=i;
m=m+1;
end
end
end
clear k m l i
ValEF1=zeros(size(arrPosE,1),numLF);
ValEF2=zeros(size(arrPosE,1),numLF);
ValEF3=zeros(size(arrPosE,1),numLF);
CorrenteFeeder={'Feeder1' 'Feeder2' 'Feeder3'};
a=0;
CorrenteFeeder(1,4)=num2cell(a);
for nLF=1:numLF
% Info stato di costruzione della struttura
if mod(nLF,fix(numLF/100)+1)<1 & (nLF~=numLF)
tmk=toc;
InfoStato(axhp1,10,80,tmk,nLF,numLF);
end
% Memorizzo informazioni relative al LF
%
[Rt Trasfo OLTC]
[Altro]
%LF(nLF).inf={Trasfo(1).Rt
[num2str(Trasfo(1).Rt),' ']};
LF(nLF).inf={Trasfo(nTrasfoOLTC).Rt
[num2str(Trasfo(nTrasfoOLTC).Rt),' ']};
% Eseguo il calcolo delle tensioni ai nodi
CalcoloLF;
CheckTap;
% Modifico la matrice alle ammettenze Yn
% e rieseguo il calcolo
MtLinTra;
Yn=Ynseqdir(Yn,Trasfo);
CalcoloLF;
for col=1:nFd
157
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
for rig=1:size(arrPosE,1)
if col==1 && arrPosE(rig,col)~=0
ValEF1(rig,nLF)=abs(LF(nLF).En(arrPosE(rig,col),1));
end
if col==2 && arrPosE(rig,col)~=0
ValEF2(rig,nLF)=abs(LF(nLF).En(arrPosE(rig,col),1));
end
if col==3 && arrPosE(rig,col)~=0
ValEF3(rig,nLF)=abs(LF(nLF).En(arrPosE(rig,col),1));
end
end
end
clear rig col
for col=1:nFd
for rig=1:size(arrF,1)
if col==1 && arrF(rig,col)~=0
TF1=abs(LF(nLF).En(arrF(rig,col),1));
TensioneFeeder1(rig,nLF+1)=num2cell(TF1);
end
if col==2 && arrF(rig,col)~=0
TF2=abs(LF(nLF).En(arrF(rig,col),1));
TensioneFeeder2(rig,nLF+1)=num2cell(TF2);
end
if col==3 && arrF(rig,col)~=0
TF3=abs(LF(nLF).En(arrF(rig,col),1));
TensioneFeeder3(rig,nLF+1)=num2cell(TF3);
end
end
end
clear rig col
[Imaxramo,Iminramo]=CalcoloCorrenteLinee(En,Linee,Trasfo,Nbase,mu,Yprimitiva
S,YprimitivaD,YprimitivaL,MincidenzaS,MincidenzaD,MincidenzaL);
for i=1:size(Linee,1)
Portate(i,1)=Linee(i).Imax;
if Imaxramo(i)>Portate(i,1)
LineeOut(s,1)=cellstr([Linee(i).NomeN1 Linee(i).NomeN2]);
s=s+1;
LO=1;
end
end
for i=1:size(Linee,1)
if strcmp(Linee(i).NomeN1,'SB_RO_10_A')==1
for k=1:size(Linee,1)
if strcmp(Linee(k).NomeN2,'291304_1')==1
CorrenteFeeder(nLF+1,1)=num2cell(abs(Iminramo(k)));
end
if strcmp(Linee(k).NomeN2,'291266_1')==1
CorrenteFeeder(nLF+1,2)=num2cell(abs(Iminramo(k)));
end
if strcmp(Linee(k).NomeN2,'291103_2')==1
CorrenteFeeder(nLF+1,3)=num2cell(abs(Iminramo(k)));
end
end
CorrenteFeeder(nLF+1,4)=num2cell(cell2mat(CorrenteFeeder(nLF+1,1))+cell2mat(
CorrenteFeeder(nLF+1,2))+cell2mat(CorrenteFeeder(nLF+1,3)));
end
158
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
end
PQ3(nLF,:)=PQ(3,:);
end
DataMaxF1=[];
DataMinF1=[];
for i=1:size(NomeNRete,1)
Max1.Nome(i,1) = [NomeNRete(i,1)];
Min1.Nome(i,1) = [NomeNRete(i,1)];
Max2.Nome(i,1) = [NomeNRete(i,1)];
Min2.Nome(i,1) = [NomeNRete(i,1)];
Max3.Nome(i,1) = [NomeNRete(i,1)];
Min3.Nome(i,1) = [NomeNRete(i,1)];
end
for rig=1:NumNodiPerFd(1)
k1=0;
MaxMinF1(rig,1) = [{NomiNFd(rig).F1}]';
MaxMinF1(rig,2) = num2cell(max(ValEF1(rig,:)));
MaxMinF1(rig,3) =
num2cell(find(ValEF1(rig,:)>=cell2mat(MaxMinF1(rig,2))));
MaxF1(rig,:)=LF(find(ValEF1(rig,:)>=cell2mat(MaxMinF1(rig,2)))).Date;
DataMaxF1=[DataMaxF1; MaxF1(rig,:)];
DayMaxF1(rig,:)=LF(find(ValEF1(rig,:)>=cell2mat(MaxMinF1(rig,2)))).Day;
Max1.En(:,rig)=LF(find(ValEF1(rig,:)>=cell2mat(MaxMinF1(rig,2)))).En;
MaxMinF1(rig,4) = num2cell(min(ValEF1(rig,:)));
for i=1:size(ValEF1,2)
if find(ValEF1(rig,i)<=cell2mat(MaxMinF1(rig,4)))
if k1==0
MaxMinF1(rig,5) =
num2cell(find(ValEF1(rig,i)<=cell2mat(MaxMinF1(rig,4))));
MinF1(rig,:)=LF(find(ValEF1(rig,i)<=cell2mat(MaxMinF1(rig,4)))).Date;
DayMinF1(rig,:)=LF(find(ValEF1(rig,i)<=cell2mat(MaxMinF1(rig,4)))).Day;
Min1.En(:,rig)=LF(find(ValEF1(rig,i)<=cell2mat(MaxMinF1(rig,4)))).En;
k1=1;
end
end
end
clear k1
DataMinF1=[DataMinF1; MinF1(rig,:)];
end
clear rig
DataMaxF2=[];
DataMinF2=[];
for rig=1:NumNodiPerFd(2)
k2=0;
MaxMinF2(rig,1) = [{NomiNFd(rig).F2}]';
MaxMinF2(rig,2) = num2cell(max(ValEF2(rig,:)));
MaxMinF2(rig,3) =
num2cell(find(ValEF2(rig,:)>=cell2mat(MaxMinF2(rig,2))));
MaxF2(rig,:)=LF(find(ValEF2(rig,:)>=cell2mat(MaxMinF2(rig,2)))).Date;
DataMaxF2=[DataMaxF2; MaxF2(rig,:)];
DayMaxF2(rig,:)=LF(find(ValEF2(rig,:)>=cell2mat(MaxMinF2(rig,2)))).Day;
Max2.En(:,rig)=LF(find(ValEF2(rig,:)>=cell2mat(MaxMinF2(rig,2)))).En;
MaxMinF2(rig,4) = num2cell(min(ValEF2(rig,:)));
for i=1:size(ValEF2,2)
if find(ValEF2(rig,i)<=cell2mat(MaxMinF2(rig,4)))
if k2==0
MaxMinF2(rig,5) =
num2cell(find(ValEF2(rig,i)<=cell2mat(MaxMinF2(rig,4))));
159
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
MinF2(rig,:)=LF(find(ValEF2(rig,i)<=cell2mat(MaxMinF2(rig,4)))).Date;
DayMinF2(rig,:)=LF(find(ValEF2(rig,i)<=cell2mat(MaxMinF2(rig,4)))).Day;
Min2.En(:,rig)=LF(find(ValEF2(rig,i)<=cell2mat(MaxMinF2(rig,4)))).En;
k2=1;
end
end
end
clear k2
DataMinF2=[DataMinF2; MinF2(rig,:)];
end
clear rig
DataMaxF3=[];
DataMinF3=[];
for rig=1:NumNodiPerFd(3)
k3=0;
MaxMinF3(rig,1) = [{NomiNFd(rig).F3}]';
MaxMinF3(rig,2) = num2cell(max(ValEF3(rig,:)));
MaxMinF3(rig,3) =
num2cell(find(ValEF3(rig,:)>=cell2mat(MaxMinF3(rig,2))));
MaxF3(rig,:)=LF(find(ValEF3(rig,:)>=cell2mat(MaxMinF3(rig,2)))).Date;
DataMaxF3=[DataMaxF3; MaxF3(rig,:)];
Max3.En(:,rig)=LF(find(ValEF3(rig,:)>=cell2mat(MaxMinF3(rig,2)))).En;
DayMaxF3(rig,:)=LF(find(ValEF3(rig,:)>=cell2mat(MaxMinF3(rig,2)))).Day;
MaxMinF3(rig,4) = num2cell(min(ValEF3(rig,:)));
for i=1:size(ValEF3,2)
if find(ValEF3(rig,i)<=cell2mat(MaxMinF3(rig,4)))
if k3==0
MaxMinF3(rig,5) =
num2cell(find(ValEF3(rig,i)<=cell2mat(MaxMinF3(rig,4))));
MinF3(rig,:)=LF(find(ValEF3(rig,i)<=cell2mat(MaxMinF3(rig,4)))).Date;
DayMinF3(rig,:)=LF(find(ValEF3(rig,i)<=cell2mat(MaxMinF3(rig,4)))).Day;
Min3.En(:,rig)=LF(find(ValEF3(rig,i)<=cell2mat(MaxMinF3(rig,4)))).En;
end
end
end
clear k3
DataMinF3=[DataMinF3; MinF3(rig,:)];
end
clear rig
I1=(cell2mat(CorrenteFeeder(2:size(CorrenteFeeder,1),1)))';
I2=(cell2mat(CorrenteFeeder(2:size(CorrenteFeeder,1),2)))';
I3=(cell2mat(CorrenteFeeder(2:size(CorrenteFeeder,1),3)))';
Itrasfo=(cell2mat(CorrenteFeeder(2:size(CorrenteFeeder,1),4)))';
I1max=max(I1); I2max=max(I2); I3max=max(I3); Itrasfomax=max(Itrasfo);
I1min=I1max;
I2min=I2max;
I3min=I3max;
Itrasfomin=Itrasfomax;
for i=1:size(I1,2)
if I1min>=I1(i)
I1min=I1(i);
DataI1imin=LF(i).Date;
DayI1min=LF(i).Day;
MinEI1=LF(i).En;
end
if I2min>=I2(i)
I2min=I2(i);
DataI2imin=LF(i).Date;
160
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
DayI2min=LF(i).Day;
MinEI2=LF(i).En;
end
if I3min>=I3(i)
I3min=I3(i);
DataI3imin=LF(i).Date;
DayI3min=LF(i).Day;
MinEI3=LF(i).En;
end
if Itrasfomin>=Itrasfo(i)
Itrasfomin=Itrasfo(i);
DataItrasfoimin=LF(i).Date;
DayItrasfomin=LF(i).Day;
MinEItrasfo=LF(i).En;
end
end
campiMaxMin={'NNodo' 'Max' 'IstMax' 'Min' 'IstMin'};
MaxMin1 = cell2struct(MaxMinF1,campiMaxMin,2);
MaxMin2 = cell2struct(MaxMinF2,campiMaxMin,2);
MaxMin3 = cell2struct(MaxMinF3,campiMaxMin,2);
xlswrite('Tensione
xlswrite('Tensione
xlswrite('Tensione
xlswrite('Corrente
Lungo i Feeder',TensioneFeeder1,'Feeder 1');
Lungo i Feeder',TensioneFeeder2,'Feeder 2');
Lungo i Feeder',TensioneFeeder3,'Feeder 3');
in partenza ai Feeder',CorrenteFeeder,'Correnti');
iteraz
tmk=toc;
InfoStato(axhp1,10,80,tmk,numLF,numLF);
clear tmk numLF nLF
%Finestra gestione dei risultati
LFnc=LF;
LFcc=LF;
PlotLF;
%
%
%
%
%
%
per il calcolo di hosting capacity, inserisco un generatore di potenza
cresente in un nodo della rete alla volta e vado a vedere quando tale
nodo (o volendo almeno un nodo della rete) viola i limiti dati delle
normative per variazioni rapide di tensione (+- 4% o +- 6%) e per
variazioni lente di tensione (+-10% ridpetto la nominale). infine guardo
se vi sono linee che violano i limiti di portata
%per vedere se esce dai limiti il nodo a cui è allacciato il generatore
%fittizio e a che potenza esce, porre SIM=1
%
%per vedere se esce dai limiti almeno un nodo della rete e qual è la
%potenza limite, porre SIM=2
%
%per vedere a quale potenza per nodo una linea supera i limiti di
%transito, porre SIM=3
%
for SIM=1:3
%
HostingCapacity;
HCVariazioniRapide;
%
HCVariazioniLente;
end
for F=1:size(NumNodiPerFd,2)
IPROTEZIONI;
161
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
end
xlswrite('Corrente Inversa in Testa Feeder',LineeOut,'Corrente Febbraio No
Gen');
for F=1:size(NumNodiPerFd,2)
IPROTEZIONIHCsl;
end
xlswrite('Corrente Inversa in Testa Feeder e Linee Sovraccariche o superati
i 250 A delle protezioni',LineeOut,'Corrente Febbraio No Gen');
162
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
B.3
HCVariazioniRapide.m
%%%%%%%%%%%%%%%%%%VARIAZIONI RAPIDE
%%%carico minimo F1
F=1;
Max=1;min=0;
bloccolett=1;
EseguiLFHCVR;
TENSF1=TensioneFeeder1;
TENSF2=TensioneFeeder2;
TENSF3=TensioneFeeder3;
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide',TENSF1,'Feeder 1 _
Carico minimo F1');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide',TENSF2,'Feeder 2 _
Carico minimo F1');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide',TENSF3,'Feeder 3 _
Carico minimo F1');
if SIM==1
VRMAXF1=TABFIN;
%xlswrite('Numero Nodi Fuori Limite Per Variazioni
Rapide',VRMAXF1,'Carico Minimo in 1');
xlswrite('Potenza Per Nodi Fuori Limite Per Variazioni
Rapide',VRMAXF1,'Carico Minimo in 1');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide con nodo di
generazione out',TENSF1,'Feeder 1 _ Carico minimo F1');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide con nodo di
generazione out',TENSF2,'Feeder 2 _ Carico minimo F1');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide con nodo di
generazione out',TENSF3,'Feeder 3 _ Carico minimo F1');
end
if SIM==2
NomeNodiOUTF1=NODIOUTF1;
NomeNodiOUTF2=NODIOUTF2;
NomeNodiOUTF3=NODIOUTF3;
xlswrite('Potenza affinchè un nodo qualsisasi vada fuori Limite Per
Variazioni Rapide',NomeNodiOUTF1,'Carico Minimo in 1 Out F1');
xlswrite('Potenza affinchè un nodo qualsisasi vada fuori Limite Per
Variazioni Rapide',NomeNodiOUTF2,'Carico Minimo in 1 Out F2');
xlswrite('Potenza affinchè un nodo qualsisasi vada fuori Limite Per
Variazioni Rapide',NomeNodiOUTF3,'Carico Minimo in 1 Out F3');
end
if SIM==3
LineeVRMAXF1=LineeOut;
xlswrite('Linee Fuori Limite Di Transito a Carico Minimo Variazioni
Rapide',LineeVRMAXF1,'Gen. in F1 min');
end
% %%%%%carico massimo F1
% %
F=1;
Max=0; min=1;
bloccolett=1;
EseguiLFHCVR;
TENSF1=TensioneFeeder1;
TENSF2=TensioneFeeder2;
TENSF3=TensioneFeeder3;
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide',TENSF1,'Feeder 1 _
Carico massimo F1');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide',TENSF2,'Feeder 2 _
Carico massimo F1');
163
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide',TENSF3,'Feeder 3 _
Carico massimo F1');
if SIM==1
VRminF1=TABFIN;
% xlswrite('Numero Nodi Fuori Limite Per Variazioni
Rapide',VRminF1,'Carico Massimo in 1');
xlswrite('Potenza Per Nodi Fuori Limite Per Variazioni
Rapide',VRminF1,'Carico Massimo in 1');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide con nodo di
generazione out',TENSF1,'Feeder 1 _ Carico Massimo F1');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide con nodo di
generazione out',TENSF2,'Feeder 2 _ Carico Massimo F1');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide con nodo di
generazione out',TENSF3,'Feeder 3 _ Carico Massimo F1');
end
if SIM==2
NomeNodiOUTF1=NODIOUTF1;
NomeNodiOUTF2=NODIOUTF2;
NomeNodiOUTF3=NODIOUTF3;
xlswrite('Potenza affinchè un nodo qualsisasi
Variazioni Rapide',NomeNodiOUTF1,'Carico Massimo
xlswrite('Potenza affinchè un nodo qualsisasi
Variazioni Rapide',NomeNodiOUTF2,'Carico Massimo
xlswrite('Potenza affinchè un nodo qualsisasi
Variazioni Rapide',NomeNodiOUTF3,'Carico Massimo
end
vada
in 1
vada
in 1
vada
in 1
fuori Limite Per
Out F1');
fuori Limite Per
Out F2');
fuori Limite Per
Out F3');
if SIM==3
LineeVRminF1=LineeOut;
xlswrite('Linee Fuori Limite Di Transito a Carico Massimo Variazioni
Rapide',LineeVRminF1,'Gen. in F1 MAX');
end
%
% % % %%%%carico minimo F2
Max=1;min=0;
F=2;
bloccolett=1;
EseguiLFHCVR;
TENSF1=TensioneFeeder1;
TENSF2=TensioneFeeder2;
TENSF3=TensioneFeeder3;
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide',TENSF1,'Feeder 1 _
Carico minimo F2');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide',TENSF2,'Feeder 2 _
Carico minimo F2');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide',TENSF3,'Feeder 3 _
Carico minimo F2');
if SIM==1
VRMAXF2=TABFIN;
% xlswrite('Numero Nodi Fuori Limite Per Variazioni
Rapide',VRMAXF2,'Carico Minimo in 2');
xlswrite('Potenza Per Nodi Fuori Limite Per Variazioni
Rapide',VRMAXF2,'Carico Minimo in 2');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide con nodo di
generazione out',TENSF1,'Feeder 1 _ Carico minimo F2');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide con nodo di
generazione out',TENSF2,'Feeder 2 _ Carico minimo F2');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide con nodo di
generazione out',TENSF3,'Feeder 3 _ Carico minimo F2');
end
if SIM==2
164
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
NomeNodiOUTF1=NODIOUTF1;
NomeNodiOUTF2=NODIOUTF2;
NomeNodiOUTF3=NODIOUTF3;
xlswrite('Potenza affinchè un nodo qualsisasi vada fuori Limite Per
Variazioni Rapide',NomeNodiOUTF1,'Carico Minimo in 2 Out F1');
xlswrite('Potenza affinchè un nodo qualsisasi vada fuori Limite Per
Variazioni Rapide',NomeNodiOUTF2,'Carico Minimo in 2 Out F2');
xlswrite('Potenza affinchè un nodo qualsisasi vada fuori Limite Per
Variazioni Rapide',NomeNodiOUTF3,'Carico Minimo in 2 Out F3');
end
if SIM==3
LineeVRMAXF2=LineeOut;
xlswrite('Linee Fuori Limite Di Transito a Carico Minimo Variazioni
Rapide',LineeVRMAXF2,'Gen. in F2 min');
end
% % %%%%%carico massimo F2
%
Max=0;min=1;
F=2;
bloccolett=1;
EseguiLFHCVR;
TENSF1=TensioneFeeder1;
TENSF2=TensioneFeeder2;
TENSF3=TensioneFeeder3;
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide',TENSF1,'Feeder 1 _
Carico massimo F2');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide',TENSF2,'Feeder 2 _
Carico massimo F2');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide',TENSF3,'Feeder 3 _
Carico massimo F2');
if SIM==1
VRminF2=TABFIN;
% xlswrite('Numero Nodi Fuori Limite Per Variazioni
Rapide',VRminF2,'Carico Massimo in 2');
xlswrite('Potenza Per Nodi Fuori Limite Per Variazioni
Rapide',VRminF2,'Carico Massimo in 2');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide con nodo di
generazione out',TENSF1,'Feeder 1 _ Carico Massimo F2');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide con nodo di
generazione out',TENSF2,'Feeder 2 _ Carico Massimo F2');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide con nodo di
generazione out',TENSF3,'Feeder 3 _ Carico Massimo F2');
end
if SIM==2
NomeNodiOUTF1=NODIOUTF1;
NomeNodiOUTF2=NODIOUTF2;
NomeNodiOUTF3=NODIOUTF3;
xlswrite('Potenza affinchè un nodo qualsisasi
Variazioni Rapide',NomeNodiOUTF1,'Carico Massimo
xlswrite('Potenza affinchè un nodo qualsisasi
Variazioni Rapide',NomeNodiOUTF2,'Carico Massimo
xlswrite('Potenza affinchè un nodo qualsisasi
Variazioni Rapide',NomeNodiOUTF3,'Carico Massimo
end
vada
in 2
vada
in 2
vada
in 2
fuori Limite Per
Out F1');
fuori Limite Per
Out F2');
fuori Limite Per
Out F3');
if SIM==3
LineeVRminF2=LineeOut;
xlswrite('Linee Fuori Limite Di Transito a Carico Massimo Variazioni
Rapide',LineeVRminF2,'Gen. in F2 MAX');
end
165
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
% %
% %%%%%carico minimo F3
Max=1;min=0;
F=3;
bloccolett=1;
EseguiLFHCVR;
VRMAXF3=TABFIN;
TENSF1=TensioneFeeder1;
TENSF2=TensioneFeeder2;
TENSF3=TensioneFeeder3;
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide',TENSF1,'Feeder 1 _
Carico minimo F3');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide',TENSF2,'Feeder 2 _
Carico minimo F3');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide',TENSF3,'Feeder 3 _
Carico minimo F3');
if SIM==1
VRMAXF3=TABFIN;
% xlswrite('Numero Nodi Fuori Limite Per Variazioni
Rapide',VRMAXF3,'Carico Minimo in 3');
xlswrite('Potenza Per Nodi Fuori Limite Per Variazioni
Rapide',VRMAXF3,'Carico Minimo in 3');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide con nodo di
generazione out',TENSF1,'Feeder 1 _ Carico minimo F3');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide con nodo di
generazione out',TENSF2,'Feeder 2 _ Carico minimo F3');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide con nodo di
generazione out',TENSF3,'Feeder 3 _ Carico minimo F3');
end
if SIM==2
NomeNodiOUTF1=NODIOUTF1;
NomeNodiOUTF2=NODIOUTF2;
NomeNodiOUTF3=NODIOUTF3;
xlswrite('Potenza affinchè un nodo qualsisasi vada fuori Limite Per
Variazioni Rapide',NomeNodiOUTF1,'Carico Minimo in 3 Out F1');
xlswrite('Potenza affinchè un nodo qualsisasi vada fuori Limite Per
Variazioni Rapide',NomeNodiOUTF2,'Carico Minimo in 3 Out F2');
xlswrite('Potenza affinchè un nodo qualsisasi vada fuori Limite Per
Variazioni Rapide',NomeNodiOUTF3,'Carico Minimo in 3 Out F3');
end
if SIM==3
LineeVRMAXF3=LineeOut;
xlswrite('Linee Fuori Limite Di Transito a Carico Minimo Variazioni
Rapide',LineeVRMAXF3,'Gen. in F3 min');
end
% %%%%carico massimo F3
Max=0; min=1;
F=3;
bloccolett=1;
EseguiLFHCVR;
TENSF1=TensioneFeeder1;
TENSF2=TensioneFeeder2;
TENSF3=TensioneFeeder3;
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide',TENSF1,'Feeder 1 _
Carico massimo F3');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide',TENSF2,'Feeder 2 _
Carico massimo F3');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide',TENSF3,'Feeder 3 _
Carico massimo F3');
166
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
if SIM==1
VRminF3=TABFIN;
% xlswrite('Numero Nodi Fuori Limite Per Variazioni
Rapide',VRminF3,'Carico Massimo in 3');
xlswrite('Potenza Per Nodi Fuori Limite Per Variazioni
Rapide',VRminF3,'Carico Massimo in 3');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide con nodo di
generazione out',TENSF1,'Feeder 1 _ Carico Massimo F3');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide con nodo di
generazione out',TENSF2,'Feeder 2 _ Carico Massimo F3');
xlswrite('Tensione Feeder Limite Per Variazioni Rapide con nodo di
generazione out',TENSF3,'Feeder 3 _ Carico Massimo F3');
end
if SIM==2
NomeNodiOUTF1=NODIOUTF1;
NomeNodiOUTF2=NODIOUTF2;
NomeNodiOUTF3=NODIOUTF3;
xlswrite('Potenza affinchè un nodo qualsisasi
Variazioni Rapide',NomeNodiOUTF1,'Carico Massimo
xlswrite('Potenza affinchè un nodo qualsisasi
Variazioni Rapide',NomeNodiOUTF2,'Carico Massimo
xlswrite('Potenza affinchè un nodo qualsisasi
Variazioni Rapide',NomeNodiOUTF3,'Carico Massimo
end
vada
in 3
vada
in 3
vada
in 3
fuori Limite Per
Out F1');
fuori Limite Per
Out F2');
fuori Limite Per
Out F3');
if SIM==3
LineeVRminF3=LineeOut;
xlswrite('Linee Fuori Limite Di Transito a Carico Massimo Variazioni
Rapide',LineeVRminF3,'Gen. in F3 MAX');
end
167
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
B.4
EseguiLFHCVR.m
%%
%per il calcolo di hosting capacity, inserisco un generatore di potenza
%cresente
nout=cell(max(NumNodiPerFd),nFd);
TABFIN=[];
NODIOUT=[];
MF=cell(size(NomiNFd,1),2);
NodiOutF1=[{'Nodo Gen.'} {'Potenza
for i=2:max(NumNodiPerFd)
NodiOutF1(i,:)=[{''}];
end
clear i
'} {'Nodi Out '}];
NodiOutF2=[{'Nodo Gen.'} {'Potenza
for i=2:max(NumNodiPerFd)
NodiOutF2(i,:)=[{''}];
end
clear i
'} {'Nodi Out '}];
NodiOutF3=[{'Nodo Gen.'} {'Potenza
for i=2:max(NumNodiPerFd)
NodiOutF3(i,:)=[{''}];
end
clear i
'} {'Nodi Out '}];
LineeOut=[{'Nodo Gen.'} {'Potenza
for i=1:size(Linee,1)
LineeOut(i,1)=[{''}];
LineeOut(i,2)=[{''}];
LineeOut(i,3)=[{''}];
end
clear i
'} {'Linee Out'}];
s1=2;
s2=2;
s3=2;
TensioneFeeder1(:,:)=[];
TensioneFeeder2(:,:)=[];
TensioneFeeder3(:,:)=[];
for r=1:size(NomiNFd,1)
%%
kk=0;
if F==1 && Max==1 && strcmp(NomiNFd(r).F1,'')==0
Data = DataMaxF1(r,:);
HCLF(1).En = Max1.En(:,r);
HCLF(1).Nome = Max1.Nome(:,1);
NomeGeneratore = NomiNFd(r).F1;
Day = DayMaxF1(r);
else if strcmp(NomiNFd(r).F1,'')==1 && F==1
kk=1;
end
end
if F==2 && Max==1 && strcmp(NomiNFd(r).F2,'')==0
Data = DataMaxF2(r,:);
HCLF(1).En = Max2.En(:,r);
HCLF(1).Nome = Max2.Nome(:,1);
NomeGeneratore = NomiNFd(r).F2;
Day = DayMaxF2(r);
168
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
else if strcmp(NomiNFd(r).F2,'')==1 && F==2
kk=1;
end
end
if F==3 && Max==1 && strcmp(NomiNFd(r).F3,'')==0
Data = DataMaxF3(r,:);
HCLF(1).En = Max3.En(:,r);
HCLF(1).Nome = Max3.Nome(:,1);
NomeGeneratore = NomiNFd(r).F3;
Day = DayMaxF3(r);
else if strcmp(NomiNFd(r).F3,'')==1 && F==3
kk=1;
end
end
if F==1 && min==1 && strcmp(NomiNFd(r).F1,'')==0
Data = DataMinF1(r,:);
HCLF(1).En = Min1.En(:,r);
HCLF(1).Nome = Min1.Nome(:,1);
NomeGeneratore = NomiNFd(r).F1;
Day = DayMinF1(r);
else if strcmp(NomiNFd(r).F1,'')==1 && F==1
kk=1;
end
end
if F==2 && min==1 && strcmp(NomiNFd(r).F2,'')==0
Data = DataMinF2(r,:);
HCLF(1).En = Min2.En(:,r);
HCLF(1).Nome = Min2.Nome(:,1);
NomeGeneratore = NomiNFd(r).F2;
Day = DayMinF2(r);
else if strcmp(NomiNFd(r).F2,'')==1 && F==2
kk=1;
end
end
if F==3 && min==1 && strcmp(NomiNFd(r).F3,'')==0
Data = DataMinF3(r,:);
HCLF(1).En = Min3.En(:,r);
HCLF(1).Nome = Min3.Nome(:,1);
NomeGeneratore = NomiNFd(r).F3;
Day = DayMinF3(r);
else if strcmp(NomiNFd(r).F3,'')==1 && F==3
kk=1;
end
end
%Impostazioni iniziali
LF=[];
LFcc=[];
LFnc=[];
F1c=3;
F2c=3;
F3c=3;
s=1;
if kk==0
Feeder1={'SB_RO_10_A';'291304_1';'291335_1';'201266_1';'201307_1';'201544_1'
;'210109_1';'201522_1';'202613_1';'TEE267';'TEE266';'201289_1';'TEE265';'201
370_1';'201376_1'};
Feeder2={'SB_RO_10_A';'291266_1';'290902_1';'290693_1';'290942_1';'291156_1'
;'290899_1';'290905_1';'291083_1';'291311_1'};
Feeder3={'SB_RO_10_A';'291103_2';'290894_2';'291309_1';'290999_2';'290317_2'
;'290309_1';'290273_1';'290927_1';'290276_1';'290275_1';'290695_1';'290643_1
';'290544_1';'290771_1'};
169
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
% %trovo la posizione dei nodi appartenenti ad un determinato feeder
% %(memorizzati in NomeNFd) all'interno di NomeNRete
arrPosE=zeros(size(NomiNFd,1),nFd);
arrF=zeros(15,3);
n1=2;
l1=2;
m1=2;
TensioneFeeder1(1,1)=[{''}];
TensioneFeeder2(1,1)=[{''}];
TensioneFeeder3(1,1)=[{''}];
for NNFd=1:15
for i=1:size(NomeNRete,1)
if size(Feeder1,1)>=NNFd
if strcmp(Feeder1(NNFd),NomeNRete(i))
arrF(n1-1,1)=i;
TensioneFeeder1(n1,1)=[Feeder1(NNFd)];
n1=n1+1;
end
end
end
end
for NNFd=1:15
for i=1:size(NomeNRete,1)
if size(Feeder2,1)>=NNFd
if strcmp(Feeder2(NNFd),NomeNRete(i))
arrF(l1-1,2)=i;
TensioneFeeder2(l1,1)=[Feeder2(NNFd)];
l1=l1+1;
end
end
end
end
for NNFd=1:15
for i=1:size(NomeNRete,1)
if size(Feeder3,1)>=NNFd
if strcmp(Feeder3(NNFd),NomeNRete(i))
arrF(m1-1,3)=i;
TensioneFeeder3(m1,1)=[Feeder3(NNFd)];
m1=m1+1;
end
end
end
end
n=1;
l=1;
m=1;
for NNFd=1:size(NomiNFd,1)
for i=1:size(NomeNRete,1)
if strcmp(NomiNFd(NNFd).F1,NomeNRete(i))
arrPosE(n,1)=i;
n=n+1;
end
end
for i=1:size(NomeNRete,1)
if strcmp(NomiNFd(NNFd).F2,NomeNRete(i))
arrPosE(l,2)=i;
l=l+1;
end
end
for i=1:size(NomeNRete,1)
if strcmp(NomiNFd(NNFd).F3,NomeNRete(i))
arrPosE(m,3)=i;
m=m+1;
end
170
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
end
end
clear k m l i
%%
finelp=0;
lp=0;
lpiniziale=11;
lpmax=20;
nLF=1;
clear TensF1 TensF2 TensF3
MF(r,2) = num2cell(lpiniziale);
TensioneFeeder1(1,r+1)=[{NomeGeneratore}];
TensioneFeeder2(1,r+1)=[{NomeGeneratore}];
TensioneFeeder3(1,r+1)=[{NomeGeneratore}];
TensioneInizialeFeeder1(1,r+1)=[{NomeGeneratore}];
TensioneInizialeFeeder2(1,r+1)=[{NomeGeneratore}];
TensioneInizialeFeeder3(1,r+1)=[{NomeGeneratore}];
while lp <= lpmax
for i=1:size(NomeNRete,1)
LF(1).En(i,1)= HCLF(1).En(i,1);
end
[Vs,PV,PQ] = AttPQ(Gen,Car,Grata,Data,Day,NomeNRete,Nbase,…
Vbase,DPDay,DPWeek,DPMonth,DPYear,DCDay,DCWeek,DCMonth,DCYear,nLF);
PQ((arrPosE(r,F)-1),1) = PQ((arrPosE(r,F)-1),1)+0.5*lp;
% Eseguo il calcolo delle tensioni ai nodi
CalcoloLFHC;
%%
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%trovo quanti e quali nodi escono dai limiti per
variazioni rapide a la potenza di uscita
for k=1:size(arrPosE,1)
for i=1:nFd
if arrPosE(k,i)~=0
arrValE(k,i)=LF.En(arrPosE(k,i));
arrNameE(k,i)=NomeNRete(arrPosE(k,i));
end
end
end
clear k i
TensF1(:,lp+1)=abs([arrValE(:,1)]);
TensF2(:,lp+1)=abs([arrValE(:,2)]);
TensF3(:,lp+1)=abs([arrValE(:,3)]);
%%
%controllo di quali tensioni violano il vincolo di variazioni rapide
%
%pari al 4%
%%
if SIM==1
if F==1
MF(r,1) = [{NomeGeneratore}];
if (TensF1(r,lp+1)-TensF1(r,1))>=0.04
MF(r,2) = num2cell(lp/2);
lp = lpmax;
finelp=1;
end
171
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
end
if F==2
MF(r,1) = [{NomeGeneratore}];
if (TensF2(r,lp+1)-TensF2(r,1))>=0.04
MF(r,2) = num2cell(lp/2);
lp = lpmax;
finelp=1;
end
end
if F==3
MF(r,1) = [{NomeGeneratore}];
if (TensF3(r,lp+1)-TensF3(r,1))>=0.04
MF(r,2) = num2cell(lp/2);
lp = lpmax;
finelp=1;
end
end
end
%%
if SIM==2
for v=1:size(TensF1,1)
DiffEF1=TensF1(v,lp+1)-TensF1(v,1);
NodiOutF1(r+1,1)=[{NomeGeneratore}];
if abs(DiffEF1)>0.04
NodiOutF1(r+1,2)=num2cell(lp/2);
NodiOutF1(r+1,F1c)=[{NomiNFd(v).F1}];
finelp=finelp+1;
F1c=F1c+1;
end
end
clear v
for v=1:size(TensF2,1)
DiffEF2=TensF2(v,lp+1)-TensF2(v,1);
NodiOutF2(r+1,1)=[{NomeGeneratore}];
if abs(DiffEF2)>0.04
NodiOutF2(r+1,2)=num2cell(lp/2);
NodiOutF2(r+1,F2c)=[{NomiNFd(v).F2}];
finelp=finelp+1;
F2c=F2c+1;
end
end
clear v
for v=1:size(TensF3,1)
DiffEF3=TensF3(v,lp+1)-TensF3(v,1);
NodiOutF3(r+1,1)=[{NomeGeneratore}];
if abs(DiffEF3)>0.04
NodiOutF3(r+1,2)=num2cell(lp/2);
NodiOutF3(r+1,F3c)=[{NomiNFd(v).F3}];
finelp=finelp+1;
F3c=F3c+1;
end
end
clear v
if lp==lpmax && strcmp(NodiOutF1(r+1,2),'')==1
NodiOutF1(r+1,2)=num2cell((lp/2)+1);
end
if lp==lpmax && strcmp(NodiOutF2(r+1,2),'')==1
NodiOutF2(r+1,2)=num2cell((lp/2)+1);
end
172
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
if lp==lpmax && strcmp(NodiOutF3(r+1,2),'')==1
NodiOutF3(r+1,2)=num2cell((lp/2)+1);
end
if finelp ~= 0
lp = lpmax;
end
end
%%
% trovo a quale potenza esce dai limiti il nodo a cui è
% allacciato il generatore
if SIM==3
[Iramo,Ilinee]=CalcoloCorrenteLinee(En,Linee,Trasfo,Nbase,mu,YprimitivaS,Ypr
imitivaD,YprimitivaL,MincidenzaS,MincidenzaD,MincidenzaL);
if finelp==0
for i=1:size(Linee,1)
LineeOut(r,2)=num2cell(lp/2);
LineeOut(r,1)=[{NomeGeneratore}];
if Iramo(i)>Linee(i).Imax
LineeOut(r,s+2)=num2cell(abs(Iramo(i)));
LineeOut(r,s+3)=cellstr([Linee(i).NomeN1
Linee(i).NomeN2]);
s=s+2;
finelp=1;
end
end
end
if lp==lpmax && strcmp(LineeOut(r,3),'')
LineeOut(r,3)=[{'No Linee Out'}];
end
if finelp ~= 0
lp = lpmax;
end
end
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%
if lp==lpmax
finelp=1;
end
if lp==0
for col=1:nFd
for rig=1:size(arrF,1)
if col==1 && arrF(rig,col)~=0
TIF1=abs(LF.En(arrF(rig,col),1));
TensioneInizialeFeeder1(rig+1,r+1)=num2cell(TIF1);
end
if col==2 && arrF(rig,col)~=0
TIF2=abs(LF.En(arrF(rig,col),1));
TensioneInizialeFeeder2(rig+1,r+1)=num2cell(TIF2);
end
if col==3 && arrF(rig,col)~=0
TIF3=abs(LF.En(arrF(rig,col),1));
TensioneInizialeFeeder3(rig+1,r+1)=num2cell(TIF3);
end
end
end
end
clear rig col
if finelp==1
for col=1:nFd
for rig=1:size(arrF,1)
173
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
if col==1 && arrF(rig,col)~=0
TF1=abs(LF.En(arrF(rig,col),1));
TensioneFeeder1(rig+1,r+1)=num2cell(TF1);
end
if col==2 && arrF(rig,col)~=0
TF2=abs(LF.En(arrF(rig,col),1));
TensioneFeeder2(rig+1,r+1)=num2cell(TF2);
end
if col==3 && arrF(rig,col)~=0
TF3=abs(LF.En(arrF(rig,col),1));
TensioneFeeder3(rig+1,r+1)=num2cell(TF3);
end
end
end
end
clear rig col
lp=lp+1; %incremento la potenza del generatore di 1MVA
end
clear finelp
%TABFIN=[TABFIN;{Gen(size(Gen,1)).NomeN} nout(r,1) nout(r,2) nout(r,3)
nout(r,4)];
TABFIN=[TABFIN;MF(r,1) MF(r,2)];
NODIOUTF1=NodiOutF1;
NODIOUTF2=NodiOutF2;
NODIOUTF3=NodiOutF3;
end
end
174
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
B.5
IPROTEZIONIHCsl.m
%%
%per il calcolo di hosting capacity, inserisco un generatore di potenza
%cresente
nout=cell(max(NumNodiPerFd),nFd);
TABFIN=[];
NODIOUT=[];
MF=cell(size(NomiNFd,1),2);
%%
kk=0;
if F==1
Data = DataItrasfoimin;
HCLF(1).En = MinEItrasfo;
NomeGeneratore = [{'291304_1'}];
Day = DayItrasfomin;
end
if F==2
Data = DataItrasfoimin;
HCLF(1).En = MinEItrasfo;
NomeGeneratore = [{'291266_1'}];
Day = DayItrasfomin;
end
if F==3
Data = DataItrasfoimin;
HCLF(1).En = MinEItrasfo;
NomeGeneratore = [{'291103_2'}];
Day = DayItrasfomin;
end
%Impostazioni iniziali
LF=[];
LFcc=[];
LFnc=[];
s=1;
for i=1:size(NomeNRete,1)
if strcmp(NomeNRete(i),NomeGeneratore)
PosNomeGen=i;
end
end
%%
finelp=0;
lp=0;
lpiniziale=11;
lpmax=20;
nLF=1;
while lp <= lpmax
for i=1:size(NomeNRete,1)
LF(1).En(i,1)= HCLF(1).En(i,1);
end
[Vs,PV,PQ] = AttPQ(Gen,Car,Grata,Data,Day,NomeNRete,Nbase,…
Vbase,DPDay,DPWeek,DPMonth,DPYear,DCDay,DCWeek,DCMonth,DCYear,nLF);
PQ((PosNomeGen-1),1) = PQ((PosNomeGen-1),1)+0.5*lp;
% Eseguo il calcolo delle tensioni ai nodi
CalcoloLFHC;
175
APPENDICE B
LISTATO DEL PROGRAMMA
%%
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%trovo quanti e quali nodi escono dai limiti per
variazioni rapide a la potenza di uscita
[Iramo,Ilinee]=CalcoloCorrenteLinee(En,Linee,Trasfo,Nbase,mu,YprimitivaS,Ypr
imitivaD,YprimitivaL,MincidenzaS,MincidenzaD,MincidenzaL);
for i=1:size(Linee,1)
if strcmp(NomeGeneratore,Linee(i).NomeN1)
if strcmp('SB_RO_10_A',Linee(i).NomeN2)
LineeOut(F,1)=NomeGeneratore;
LineeOut(F,2)=num2cell(lp/2);
LineeOut(F,s+2)=num2cell(real(Iramo(i)));
LineeOut(F,s+3)=cellstr([Linee(i).NomeN1 '-'
Linee(i).NomeN2]);
LineeOut(F,s+4)=num2cell(Linee(i).Imax);
end
end
if strcmp(NomeGeneratore,Linee(i).NomeN2)
if strcmp('SB_RO_10_A',Linee(i).NomeN1)
LineeOut(F,1)=NomeGeneratore;
LineeOut(F,2)=num2cell(lp/2);
LineeOut(F,s+2)=num2cell(real(Iramo(i)));
LineeOut(F,s+3)=cellstr([Linee(i).NomeN1 '-'
Linee(i).NomeN2]);
LineeOut(F,s+4)=num2cell(Linee(i).Imax);
end
end
end
if cell2mat(LineeOut(F,s+2))<0 && ((abs(cell2mat(LineeOut(F,s+2)))>
cell2mat(LineeOut(F,s+4))) || (abs(cell2mat(LineeOut(F,s+2)))>250))
lp = lpmax;
end
if lp==lpmax && cell2mat(LineeOut(F,s+2))>=0
LineeOut(r,3)=[{'No Inversione'}];
end
lp=lp+1; %incremento la potenza del generatore di 1MVA
end
176
APPENDICE C
LIBRERIA DATI DELLA RETE
APPENDICE C
LIBRERIA DATI DELLA RETE
C.1
I NODI
Tabella C. 1 - Nomi e tipologie dei nodi della rete in analisi.
Node ID
Node Type
Vn [kV]
Vmin [pu]
Vmax [pu]
SB_RO_130
SL
130
0,95
1,05
SB_RO_10_A
PQ
10
0,95
1,05
201041_1
PQ
10
0,95
1,05
201051_1
PQ
10
0,95
1,05
201058_1
PQ
10
0,95
1,05
201266_1
PQ
10
0,95
1,05
201273_1
PQ
10
0,95
1,05
201289_1
PQ
10
0,95
1,05
201301_1
PQ
10
0,95
1,05
201307_1
PQ
10
0,95
1,05
201315_1
PQ
10
0,95
1,05
201370_1
PQ
10
0,95
1,05
201376_1
PQ
10
0,95
1,05
201502_1
PQ
10
0,95
1,05
201522_1
PQ
10
0,95
1,05
201543_1
PQ
10
0,95
1,05
201544_1
PQ
10
0,95
1,05
201562_1
PQ
10
0,95
1,05
201935_1
PQ
10
0,95
1,05
202131_1
PQ
10
0,95
1,05
202613_1
PQ
10
0,95
1,05
210109_1
PQ
10
0,95
1,05
210272_1
PQ
10
0,95
1,05
237614_1
PQ
10
0,95
1,05
237626_1
PQ
10
0,95
1,05
290273_1
PQ
10
0,95
1,05
290274_1
PQ
10
0,95
1,05
290275_1
PQ
10
0,95
1,05
290276_1
PQ
10
0,95
1,05
290309_1
PQ
10
0,95
1,05
290317_2
PQ
10
0,95
1,05
290448_1
PQ
10
0,95
1,05
290491_1
PQ
10
0,95
1,05
290509_1
PQ
10
0,95
1,05
290543_1
PQ
10
0,95
1,05
290544_1
PQ
10
0,95
1,05
290581_1
PQ
10
0,95
1,05
290629_1
PQ
10
0,95
1,05
290643_1
PQ
10
0,95
1,05
290693_1
PQ
10
0,95
1,05
177
APPENDICE C
LIBRERIA DATI DELLA RETE
290695_1
PQ
10
0,95
1,05
290714_1
PQ
10
0,95
1,05
290738_1
PQ
10
0,95
1,05
290757_1
PQ
10
0,95
1,05
290771_1
PQ
10
0,95
1,05
290894_1
PQ
10
0,95
1,05
290894_2
PQ
10
0,95
1,05
290899_1
PQ
10
0,95
1,05
290902_1
PQ
10
0,95
1,05
290905_1
PQ
10
0,95
1,05
290921_1
PQ
10
0,95
1,05
290927_1
PQ
10
0,95
1,05
290942_1
PQ
10
0,95
1,05
290951_1
PQ
10
0,95
1,05
290999_2
PQ
10
0,95
1,05
291083_1
PQ
10
0,95
1,05
291103_2
PQ
10
0,95
1,05
291103_3
PQ
10
0,95
1,05
291114_1
PQ
10
0,95
1,05
291156_1
PQ
10
0,95
1,05
291189_1
PQ
10
0,95
1,05
291266_1
PQ
10
0,95
1,05
291304_1
PQ
10
0,95
1,05
291309_1
PQ
10
0,95
1,05
291311_1
PQ
10
0,95
1,05
291335_1
PQ
10
0,95
1,05
DS1 201041
PQ
10
0,95
1,05
DS1 201051
PQ
10
0,95
1,05
DS1 201058
PQ
10
0,95
1,05
DS1 237614
PQ
10
0,95
1,05
DS1 237632
PQ
10
0,95
1,05
DS1 290714
PQ
10
0,95
1,05
MNT008
PQ
10
0,95
1,05
MNT285
PQ
10
0,95
1,05
MNT463
PQ
10
0,95
1,05
MNT464
PQ
10
0,95
1,05
MNT497
PQ
10
0,95
1,05
MNT536
PQ
10
0,95
1,05
TEE001
PQ
10
0,95
1,05
TEE265
PQ
10
0,95
1,05
TEE266
PQ
10
0,95
1,05
TEE267
PQ
10
0,95
1,05
TEE268
PQ
10
0,95
1,05
TEE270
PQ
10
0,95
1,05
TEE271
PQ
10
0,95
1,05
TEE418
PQ
10
0,95
1,05
N201041T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N201051T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N201058T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N201266T01
PQ
0,4
0,95
1,05
178
APPENDICE C
LIBRERIA DATI DELLA RETE
N201273T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N201289T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N201301T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N201307T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N201315T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N201370T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N201376T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N201522T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N201543T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N201544T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N201562T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N202613T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N210109T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N290275T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N290491T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N290509T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N290629T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N290693T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N290695T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N290757T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N290999T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N291156T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N291266T01
PQ
0,4
0,95
1,05
N290273T01
PQ
0,38
0,95
1,05
N290274T01
PQ
0,38
0,95
1,05
N290276T01
PQ
0,38
0,95
1,05
N290309T01
PQ
0,38
0,95
1,05
N290317T01
PQ
0,38
0,95
1,05
N290448T01
PQ
0,38
0,95
1,05
N290543T01
PQ
0,38
0,95
1,05
N290544T01
PQ
0,38
0,95
1,05
N290581T01
PQ
0,38
0,95
1,05
N290643T01
PQ
0,38
0,95
1,05
N290738T01
PQ
0,38
0,95
1,05
N290771T01
PQ
0,38
0,95
1,05
N290894T01
PQ
0,38
0,95
1,05
N290894T02
PQ
0,38
0,95
1,05
N290894T03
PQ
0,38
0,95
1,05
N290894T04
PQ
0,38
0,95
1,05
N290899T01
PQ
0,38
0,95
1,05
N290902T01
PQ
0,38
0,95
1,05
N290905T01
PQ
0,38
0,95
1,05
N290927T01
PQ
0,38
0,95
1,05
N290942T01
PQ
0,38
0,95
1,05
N290942T02
PQ
0,38
0,95
1,05
N290951T01
PQ
0,38
0,95
1,05
N290999T02
PQ
0,38
0,95
1,05
179
APPENDICE C
LIBRERIA DATI DELLA RETE
C.2
LE LINEE
Linee appartenenti al Feeder 1
Tabella C. 2 - Caratteristiche delle linee del Feeder 1.
Line ID
From
To
F1_202613_1201522_1
202613_1
201522_1
Line Type
Vn
[kV]
Length
[km]
N_Branches
10
0,345
2
Cavo 3x(1x185) ARG5H1RX
12/20 kV
0,025
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
0,32
F1_DS1 201041TEE267
DS1 201041
TEE267
Filo Cu 45/10
10
0,55
1
F1_TEE265201289_1
TEE265
201289_1
Corda Cu 25
10
0,475
1
F1_DS1 201051TEE418
DS1 201051
TEE418
10
0,13
2
F1_TEE418TEE268
TEE418
TEE268
F1_201544_1210109_1
201544_1
210109_1
F1_TEE268201543_1
TEE268
201543_1
F1_TEE001201266_1
TEE001
201266_1
Filo Cu 50/10
0,08
Filo Cu 45/10
0,05
Filo Cu 50/10
10
0,19
1
10
0,573
2
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
0,295
Cavo 3x(1x185) ARG7H1RX
12/20 kV
0,278
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
10
0,27
1
10
0,1
2
Corda Cu 50
0,025
Filo Cu 45/10
0,075
F1_201301_1MNT536
201301_1
MNT536
Cavo 3x(1x185) ARG7H1RX
12/20 kV
10
0,11
1
F1_MNT285201315_1
MNT285
201315_1
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
10
0,305
1
F1_MNT464TEE418
MNT464
TEE418
Corda Cu 20
10
1,48
1
F1_202613_1TEE267
202613_1
TEE267
10
1,17
2
F1_210109_1201522_1
210109_1
Cavo 3x(1x185) ARG7H1RX
15/20 kV
0,66
Cavo 3x1x185 ARG7H1R
15/20 kV
0,51
201522_1
10
Cavo 3x(1x185) ARG7H1RX
12/20 kV
180
0,465
0,285
2
APPENDICE C
LIBRERIA DATI DELLA RETE
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
0,18
F1_TEE270MNT285
TEE270
MNT285
Filo Cu 50/10
10
0,465
1
F1_201273_1201522_1
201273_1
201522_1
Cavo 3x95 ASCOLR 8.7/10
kV
10
0,206
1
F1_TEE270DS1 237632
TEE270
DS1 237632
Corda Cu 25
10
0,085
1
F1_TEE271202131_1
TEE271
202131_1
Corda Cu 25
10
0,05
1
F1_201273_1201935_1
201273_1
201935_1
Cavo 3x(1x150) ARC1HLRX
12/20 kV
10
0,325
1
F1_201307_1201544_1
201307_1
201544_1
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
10
0,436
1
F1_TEE270201307_1
TEE270
201307_1
Filo Cu 50/10
10
0,2
1
F1_201307_1TEE271
201307_1
TEE271
Corda Cu 50
10
0,22
1
F1_201370_1TEE265
201370_1
TEE265
Corda Cu 25
10
0,285
1
F1_201058_1DS1 201058
201058_1
DS1 201058
Corda Cu 35
10
0,05
1
F1_201935_1201543_1
201935_1
201543_1
10
0,263
2
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
0,193
Cavo 3x(1x150) ARC1HLRX
12/20 kV
0,07
F1_201376_1201370_1
201376_1
201370_1
Filo Cu 63/10
10
0,61
1
F1_DS1 201051201051_1
DS1 201051
201051_1
Filo Cu 45/10
10
0,05
1
F1_201307_1201266_1
201307_1
201266_1
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
10
1,079
1
F1_201315_1MNT008
201315_1
MNT008
Filo Cu 50/10
10
0,5
1
F1_MNT008201301_1
MNT008
201301_1
Cavo 3x(1x185) ARG7H1RX
12/20 kV
10
0,24
1
F1_DS1 237626237626_1
237626_1
TEE001
Cavo 3x50 RCHLOR 12/20
kV
10
0,07
1
F1_TEE266TEE267
TEE266
TEE267
Filo Cu 45/10
10
0,07
1
F1_DS1 201041201041_1
DS1 201041
201041_1
Filo Cu 45/10
10
0,04
1
F1_201370_1201502_1
201370_1
201502_1
DA VERIFICARE
10
0,207
1
F1_201289_1TEE266
201289_1
TEE266
Filo Cu 45/10
10
0,4
1
F1_TEE001210272_1
TEE001
210272_1
Cavo 3x(1x185) ARG7H1RX
15/20 kV
10
0,4
1
F1_TEE265DS1 237614
TEE265
DS1 237614
Filo Cu 45/10
10
0,05
1
F1_237614_1DS1 237614
237614_1
DS1 237614
Filo Cu 45/10
10
0,045
1
F1_SB_RO_10_A
-291304_1
SB_RO_10_A
291304_1
Cavo 3x(1x185) ARG7H1RX
15/20 kV
10
0,37
1
181
APPENDICE C
LIBRERIA DATI DELLA RETE
F1_201266_1291335_1
201266_1
291335_1
Cavo 3x(1x185) ARG7H1RX
15/20 kV
10
0,97
1
F1_291335_1291304_1
291335_1
291304_1
Cavo 3x(1x185) ARG7H1RX
15/20 kV
10
0,5
1
F1_TEE271201562_1
TEE271
201562_1
Cavo 3x1x25 RG5H1R 12/20
kV
10
0,055
1
F1_DS1 201058TEE001
DS1 201058
TEE001
10
0,34
2
Corda Cu 35
0,3
Filo Cu 45/10
0,04
Linee appartenenti al Feeder 2
Tabella C. 3 - Caratteristiche delle linee del Feeder 2.
Line ID
From
To
Line Type
Vn
[kV]
Length
[km]
N_Branches
F2_291189_1290899_1
291189_1
290899_1
Cavo 3x(1x185) ARG7H1RX
12/20 kV
10
0,0827
1
F2_290894_1291103_3
290894_1
291103_3
10
0,774
5
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
0,2188
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
0,203
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
0,106
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
0,0422
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
0,204
F2_291083_1290905_1
291083_1
290905_1
Cavo 3x(1x185) ARG7H1RX
12/20 kV
10
0,372
1
F2_291156_1290942_1
291156_1
290942_1
Cavo 3x1x150 ARG7H1R
15/20 kV
10
0,149
1
F2_290905_1290899_1
290905_1
290899_1
Cavo 3x1x150 ARG5H1R
12/20 kV
10
0,332
1
F2_291114_1290951_1
291114_1
290951_1
Cavo 3x1x150 ARG5H1R
12/20 kV
10
0,0786
1
F2_290942_1290951_1
290942_1
290951_1
10
0,6135
4
Cavo 3x1x150 ARG5H1R
12/20 kV
0,173
Cavo 3x1x150 ARG5H1R
12/20 kV
0,1301
Cavo 3x1x150 ARG5H1R
12/20 kV
0,122
Cavo 3x1x150 ARG5H1R
12/20 kV
F2_290921_1291103_3
290921_1
291103_3
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
182
10
0,1884
10
0,7231
0,106
4
APPENDICE C
LIBRERIA DATI DELLA RETE
F2_290693_1290738_1
290693_1
290738_1
F2_SB_RO_10_A
-291266_1
SB_RO_10_A
291266_1
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
0,2331
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
0,203
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
0,181
Cavo 3x1x50 ARG5H1R
12/20 kV
10
0,4493
1
10
3,25
2
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
3,23
Cavo 3x(1x185) ARG7H1RX
12/20 kV
0,02
F2_290693_1290942_1
290693_1
290942_1
Cavo 3x1x150 ARG5H1R
12/20 kV
10
0,4634
1
F2_DS1 290714290714_1
DS1 290714
290714_1
Corda Cu 20
10
0,404
1
F2_MNT497DS1 290714
MNT497
DS1 290714
Corda Cu 20
10
0,09
1
F2_290693_1290902_1
290693_1
290902_1
10
0,5108
2
F2_290921_1290902_1
290921_1
291083_1
291311_1
F2_290902_1291266_1
290902_1
291266_1
MNT497
0,4915
Cavo 3x1x150 ARG5H1R
12/20 kV
0,0193
290902_1
F2_291083_1291311_1
F2_MNT497290902_1
Cavo 3x1x150 ARG5H1R
12/20 kV
10
0,2536
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
0,2353
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
0,0183
Cavo 3x1x150 RG7H1R 15/20
kV
10
0,324
1
10
0,432
2
Cavo 3x(1x185) ARG7H1RX
12/20 kV
0,153
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
0,279
290902_1
10
0,679
Cavo 3x1x150 ARG5H1R
12/20 kV
0,271
Cavo 3x1x150 ARG5H1R
12/20 kV
0,019
Cavo 3x1x150 ARG5H1R
12/20 kV
0,129
Cavo 3x1x150 ARG7H1R
15/20 kV
0,144
Cavo 3x1x150 ARG7H1R
15/20 kV
0,116
183
2
5
APPENDICE C
LIBRERIA DATI DELLA RETE
Linee appartenenti al Feeder 3
Tabella C. 4 - Caratteristiche delle linee del Feeder 3.
Line ID
From
To
F3_290274_1290275_1
290274_1
290275_1
F3_290448_1290309_1
F3_290317_2290999_2
290448_1
290317_2
290629_1
F3_290309_1290317_2
290309_1
290317_2
F3_290581_1290757_1
290448_1
290581_1
290309_1
F3_291309_1290894_2
291309_1
290894_2
10
0,199
2
0,055
10
0,7015
Cavo 3x1x150 RG7H1R
15/20 kV
0,302
Cavo 3x1x150 RG7H1R
15/20 kV
0,3995
10
0,7618
Cavo 3x(1x240) ARC4HLRX
12/20 kV
0,2382
Cavo 3x(1x240) ARC4HLRX
12/20 kV
0,241
Cavo 3x(1x240) ARC4HLRX
12/20 kV
0,064
Cavo 3x1x240 ARG5H1R
12/20 kV
0,2186
Cavo 3x(1x185) ARG7H1RX
12/20 kV
1
10
1,1499
3
Cavo 3x1x150 ARG5H1R
12/20 kV
0,1471
Cavo 3x1x150 ARG5H1R
12/20 kV
0,5052
10
0,5579
Corda Cu 20
0,2114
Corda Cu 20
0,3465
10
0,2054
Cavo 3x70 SCOLR
12/15 kV
0,043
Cavo 3x70 SCOLR
12/15 kV
0,1624
Cavo 3x(1x185) ARG7H1RX
12/20 kV
184
4
0,443
0,4976
Cavo 3x1x150 ARG5H1R
12/20 kV
2
10
Cavo 3x1x150 ARG5H1R
12/20 kV
290757_1
290273_1
N_Branches
Cavo 3x1x150 ARG5H1R
12/20 kV
MNT463
F3_290273_1290309_1
Length
[km]
0,144
290999_2
290491_1
Vn
[kV]
Cavo 3x40 SCOLR
12/15 kV
290309_1
F3_290491_1290629_1
F3_290448_1MNT463
Line Type
2
2
10
0,5298
1
10
1,108
3
0,035
APPENDICE C
LIBRERIA DATI DELLA RETE
F3_290581_1290509_1
F3_290894_2291103_2
290581_1
290894_2
Cavo 3x(1x240) ARC4HLRX
12/20 kV
0,47
Cavo 3x1x240 ARG5H1R
12/20 kV
0,603
290509_1
10
0,132
Cavo 3x70 SCOLR
12/15 kV
0,025
Cavo 3x40 SCOLR
12/15 kV
0,107
291103_2
10
0,767
Cavo 3x1x150 RG7H1R
15/20 kV
0,381
Cavo 3x1x150 RG7H1R
15/20 kV
0,386
2
2
F3_290999_2291309_1
290999_2
291309_1
Cavo 3x(1x185) ARG7H1RX
12/20 kV
10
0,045
1
F3_SB_RO_10_A
-291103_2
SB_RO_10_A
291103_2
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX
12/20 kV
10
3,4908
1
F3_290276_1290927_1
290276_1
290927_1
Cavo 3x1x150 RG5H1R
12/20 kV
10
0,4361
1
F3_290273_1290927_1
290273_1
290927_1
10
0,6525
2
F3_290771_1290544_1
290771_1
290544_1
F3_290274_1290509_1
290274_1
290509_1
Cavo 3x1x150 RG5H1R
12/20 kV
0,1578
Cavo 3x1x150 RG5H1R
12/20 kV
0,4947
Cavo 3x1x150 ARG5H1R
12/20 kV
10
0,6181
1
10
0,1913
3
Cavo 3x40 SCOLR
12/15 kV
0,0916
Cavo 3x40 SCOLR
12/15 kV
0,0481
Cavo 3x40 SCOLR
12/15 kV
0,0516
F3_290643_1290695_1
290643_1
290695_1
Cavo 3x1x150 RG7H1R
15/20 kV
10
0,1755
1
F3_290643_1290544_1
290643_1
290544_1
Cavo 3x1x150 RG7H1R
15/20 kV
10
0,3475
1
F3_290276_1290275_1
290276_1
290275_1
Cavo 3x1x150 RG7H1R
15/20 kV
10
0,2658
1
F3_290695_1290275_1
290695_1
290275_1
Cavo 3x1x150 RG7H1R
15/20 kV
10
0,197
1
F3_290274_1290543_1
290274_1
290543_1
10
0,464
2
Cavo 3x40 SCOLR
12/15 kV
0,353
Cavo 3x63 SCOLR
12/15 kV
0,111
185
APPENDICE C
LIBRERIA DATI DELLA RETE
C.3
CARICHI
Tabella C. 5 - Nomi e potenza dei carichi della rete.
Load ID
Node
Pn [MW]
Qn [Mvar]
Fu
Load Type
L201041T01
N201041T01
0,02250
0,00889
1,0
F1
L201051T01
N201051T01
0,02384
0,00942
1,0
F1
L201058T01
N201058T01
0,04143
0,01637
1,0
F1
L201266T01
N201266T01
0,16442
0,06498
1,0
F1
L201273T01
N201273T01
0,04264
0,01685
1,0
F1
L201289T01
N201289T01
0,02540
0,01004
1,0
F1
L201301T01
N201301T01
0,01125
0,00445
1,0
F1
L201307T01
N201307T01
0,07490
0,02960
1,0
F1
L201315T01
N201315T01
0,07591
0,03000
1,0
F1
L201370T01
N201370T01
0,03720
0,01470
1,0
F1
L201376T01
N201376T01
0,04641
0,01834
1,0
F1
L201502U01
201502_1
0,20000
0,01669
1,0
NICO
L201522T01
N201522T01
0,12329
0,04873
1,0
F1
L201543T01
N201543T01
0,02074
0,00820
1,0
F1
L201544T01
N201544T01
0,10822
0,04277
1,0
F1
L201562T01
N201562T01
0,00735
0,00290
1,0
F1
L201935U01
201935_1
0,01063
0,00515
1,0
F1
L202131U01
202131_1
0,00361
0,00175
1,0
F1
L202613T01
N202613T01
0,04604
0,01820
1,0
F1
L210109T01
N210109T01
0,03871
0,01530
1,0
F1
L210272U01
210272_1
0,04900
0,02373
1,0
F1
L237614U01
237614_1
0,03345
0,01620
1,0
F1
L237626U01
237626_1
0,02218
0,01074
1,0
F1
L290273T01
N290273T01
0,03940
0,01557
1,0
F3
L290274T01
N290274T01
0,13433
0,05309
1,0
F3
L290275T01
N290275T01
0,13743
0,05432
1,0
F3
L290276T01
N290276T01
0,18469
0,07299
1,0
F3
L290309T01
N290309T01
0,05381
0,02127
1,0
F3
L290317T01
N290317T01
0,03105
0,01227
1,0
F3
L290448T01
N290448T01
0,01853
0,00732
1,0
F3
L290491T01
N290491T01
0,00483
0,00191
1,0
F3
L290509T01
N290509T01
0,12857
0,05082
1,0
F3
L290543T01
N290543T01
0,12329
0,04873
1,0
F3
L290544T01
N290544T01
0,04092
0,01617
1,0
F3
L290581T01
N290581T01
0,15813
0,06250
1,0
F3
L290629T01
N290629T01
0,04383
0,01732
1,0
F3
L290643T01
N290643T01
0,05120
0,02024
1,0
F3
L290693T01
N290693T01
0,02437
0,00963
1,0
F2
L290693U01
290693_1
0,02440
0,01182
1,0
F2
L290695T01
N290695T01
0,06374
0,02519
1,0
F3
186
APPENDICE C
LIBRERIA DATI DELLA RETE
L290738T01
N290738T01
0,00000
0,00000
1,0
F2
L290757T01
N290757T01
0,16432
0,05890
1,0
F3
L290771T01
N290771T01
0,09825
0,03883
1,0
F3
L290894T01
N290894T01
0,05737
0,02267
1,0
F2
L290894T02
N290894T02
0,06418
0,02537
1,0
F2
L290894T03
N290894T03
0,02520
0,00996
1,0
F2
L290894T04
N290894T04
0,07671
0,03032
1,0
F2
L290899T01
N290899T01
0,02437
0,00963
1,0
F2
L290902T01
N290902T01
0,04286
0,01694
1,0
F2
L290905T01
N290905T01
0,02280
0,00901
1,0
QE
L290921U01
290921_1
1,30000
0,56666
1,0
HANG
L290927T01
N290927T01
0,06831
0,02700
1,0
F3
L290942T01
N290942T01
0,01905
0,00753
1,0
F2
L290942T02
N290942T02
0,06940
0,02743
1,0
F2
L290951T01
N290951T01
0,06132
0,02423
1,0
F2
L290999T01
N290999T01
0,10141
0,04008
1,0
F3
L290999T02
N290999T02
0,05327
0,02105
1,0
F3
L290999U01
290999_2
1,20000
0,52307
1,0
AUTO
L291083U01
291083_1
0,89900
0,39187
1,0
COR
L291114U01
291114_1
0,32000
0,13948
1,0
OFF
L291156T01
N291156T01
0,01390
0,00549
1,0
F2
L291189U01
291189_1
0,20000
0,08718
1,0
TRAS
L291266T01
N291266T01
0,00273
0,00108
1,0
F2
L291266U01
291266_1
0,90000
0,39230
1,0
INTER
L291304U01
291304_1
0,00000
0,00000
1,0
F1
L291309U01
291309_1
0,00000
0,00000
1,0
F3
L291311U01
291311_1
0,00000
0,00000
1,0
F2
L291311U02
291311_1
0,00000
0,00000
1,0
F2
L291311U03
291311_1
0,00000
0,00000
1,0
F2
L291311U04
291311_1
0,00000
0,00000
1,0
F2
L291335U01
291335_1
0,00000
0,00000
1,0
F1
RO_distr 10 kV
SB_RO_10_A
15,70000
5,60000
1,0
IND
187
APPENDICE C
LIBRERIA DATI DELLA RETE
C.4
TRASFORMATORI
Tabella C. 6 - Nomi e caratteristiche dei trasformatori di rete.
Transf ID
HV Node
LV Node
Vrated1 [kV]
Vrated2 [kV]
Vrif [pu]
Tap
TR_10/0,4_0,1
201041_1
N201041T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,1
201051_1
N201051T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,16
201058_1
N201058T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,4
201266_1
N201266T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,25
201273_1
N201273T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,16
201289_1
N201289T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,1
201301_1
N201301T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,25
201307_1
N201307T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,4
201315_1
N201315T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,25
201370_1
N201370T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,25
201376_1
N201376T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,4
201522_1
N201522T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,16
201543_1
N201543T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,4
201544_1
N201544T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,25
201562_1
N201562T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,4
202613_1
N202613T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,4
210109_1
N210109T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,16
290273_1
N290273T01
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,4
290274_1
N290274T01
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,4
290275_1
N290275T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,4
290276_1
N290276T01
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,125
290309_1
N290309T01
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,63
290317_2
N290317T01
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,1
290448_1
N290448T01
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,25
290491_1
N290491T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,4
290509_1
N290509T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,4
290543_1
N290543T01
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,16
290544_1
N290544T01
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,4
290581_1
N290581T01
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,25
290629_1
N290629T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,315
290643_1
N290643T01
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,16
290693_1
N290693T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,25
290695_1
N290695T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,25
290738_1
N290738T01
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,25
290757_1
N290757T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,16
290771_1
N290771T01
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,4
290894_1
N290894T01
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,4
290894_1
N290894T02
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,4
290894_1
N290894T03
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,4
290894_1
N290894T04
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,25
290899_1
N290899T01
10
0,38
0,000
0,00
188
APPENDICE C
LIBRERIA DATI DELLA RETE
TR_10/0,38_0,25
290902_1
N290902T01
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,4
290905_1
N290905T01
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,25
290927_1
N290927T01
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,4
290942_1
N290942T01
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,4
290942_1
N290942T02
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,4
290951_1
N290951T01
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,4
290999_2
N290999T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,38_0,25
290999_2
N290999T02
10
0,38
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,4
291156_1
N291156T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_10/0,4_0,25
291266_1
N291266T01
10
0,4
0,000
0,00
TR_MT
SB_RO_130
SB_RO_10_A
130
10
1,000
1,00
189
APPENDICE C
LIBRERIA DATI DELLA RETE
C.5
GENERATORI
Tabella C. 7 - Nomi e caratteristiche dei generatori.
Gen ID
Node
S_oper
[MVA]
cosphi_oper
Gen Type
Profile
Type
GR
[Ohm]
G1
291311_1
0,63
1
Gen_FV_0,63
PV
1E+20
G2
291311_1
0,63
1
Gen_FV_0,63
PV
1E+20
G3
291311_1
0,8
1
Gen_FV_0,8_1
PV
1E+20
G4
291311_1
0,8
1
Gen_FV_0,8_2
PV
1E+20
G5
291266_1
0,8
1
Gen_FV_0,8_3
PV
1E+20
G6
291309_1
2,6624
1
Gen_FV_2,6624
PV
1E+20
G7
291304_1
1,5
1
Gen_FV_1,5
PV
1E+20
G8
291335_1
0,3
1
Gen_FV_0,3
PV
1E+20
Nella Figura di seguito sono evidenziati i nodi in cui sono stati allacciati i generatori
fotovoltaici riportati in Tabella C.7.
G7
G8
G5
G1÷4
G6
Figura C5. 1 - Posizionamento dei generatori nella rete.
190
0,5411
0,5730
1,2000
1,1650
0,9931
0,9008
270,000
290,000
260,000
480,000
480,000
400,000
250,000
240,000
250,000
270,000
240,000
260,000
300,000
140,000
170,000
550,000
269,000
270,000
310,000
320,000
420,000
9,300
9,500
9,800
10,100
11,300
11,800
13,100
100,000
Cavo 3x(1x185) ARG5H1RX 12/20 kV
Cavo 3x(1x185) ARG7H1RX 12/20 kV
Cavo 3x(1x185) ARG7H1RX 15/20 kV
Cavo 3x(1x240) ARC1HLRX 12/20 kV
Cavo 3x(1x240) ARC4HLRX 12/20 kV
Cavo 3x150 RCHLOR 12/20 kV
Cavo 3x1x150 ARG5H1R 12/20 kV
Cavo 3x1x150 ARG7H1R 15/20 kV
Cavo 3x1x150 RG5H1R 12/20 kV
Cavo 3x1x150 RG7H1R 12/20 kV
Cavo 3x1x150 RG7H1R 15/20 kV
Cavo 3x1x185 ARG7H1R 15/20 kV
Cavo 3x1x240 ARG5H1R 12/20 kV
Cavo 3x1x25 RG5H1R 12/20 kV
Cavo 3x1x50 ARG5H1R 12/20 kV
Cavo 3x240 ASCOLR 8.7/10 kV
191
Cavo 3x40 SCOLR 12/15 kV
Cavo 3x50 RCHLOR 12/20 kV
Cavo 3x63 SCOLR 12/15 kV
Cavo 3x70 SCOLR 12/15 kV
Cavo 3x95 ASCOLR 8.7/10 kV
Corda Cu 20
Corda Cu 25
Corda Cu 35
Corda Cu 50
Filo Cu 45/10
Filo Cu 50/10
Filo Cu 63/10
DA VERIFICARE
0,3183
1,0377
1,2382
1,2573
0,2546
0,3183
0,3183
0,3820
0,3501
0,2546
0,6398
0,6812
0,5284
0,5411
0,5570
0,5730
0,5570
0,3183
0,3183
0,3183
0,3501
0,3501
0,082
0,570
0,905
1,117
0,366
0,519
0,748
0,913
0,325
0,276
0,298
0,393
0,465
0,133
0,648
0,740
0,132
0,164
0,126
0,126
0,133
0,205
0,213
0,125
0,131
0,131
0,165
0,165
0,166
0,205
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
G [S/km]
80
134,4
136
119,2
243,2
195,2
155,2
136,8
152,8
125,6
119,2
144
91,2
256
136,8
124
340
295,2
332
332,8
328
260
258,4
272
304
308
288
288
288
224
0,0
31,5
20,0
16,0
50,0
35,0
25,0
20,0
95,0
70,0
63,0
50,0
40,0
240,0
50,0
25,0
240,0
185,0
150,0
150,0
150,0
150,0
150,0
150,0
240,0
240,0
185,0
185,0
185,0
150,0
ND
CU
CU
CU
CU
CU
CU
CU
AL
AL
AL
AL
AL
AL
AL
AL
AL
AL
CU
CU
AL
AL
AL
CU
AL
AL
AL
AL
AL
AL
Imax [A] Sez [mmq] Materiale
80
80
80
0
80
0
80
80
80
80
80
80
0
0
80
80
0
80
80
80
80
80
80
0
80
80
0
0
80
80
T_max_es [°C]
D.1
0,3597
0,3183
400,000
Cavo 3x(1x150) ARC1HLRX 12/20 kV
L [mH/km] R [Ohm/km] Vn [kV]
C [nF/km]
Line Type
APPENDICE D
LIBRERIA COMPONENTI DELLA RETE
APPENDICE D
LIBRERIA COMPONENTI DELLA RETE
LE LINEE
Tabella D. 1 - Caratteristiche delle linee.
APPENDICE D
LIBRERIA COMPONENTI DELLA RETE
I TRASFORMATORI
D.2
Tabella D. 2 - Caratteristiche dei trasformatori.
TR_10/0,38_0,25
TR_10/0,4_0,63
TR_10/0,38_0,16
TR_MT
Transf Type
10
10
10
130
V1n [kV]
0,38
0,4
0,38
10
V2n [kV]
4
6
4
12,2
vcc [%]
1,04
1,03
1,16
0,52
pcc [%]
0,315
0,25
0,63
0,16
25
Sn [MVA]
0
0
0
0
1
OLTC
0
0
0
0
-10
Tap_Min
0
0
0
0
10
Tap_Max
0
0
0
0
1,5
Tap[%]
0
0
0
0
2
DB [%]
D
D
D
D
YN
Conn1
yn
yn
yn
yn
yn
Conn2
11
11
11
11
0
Group
11
1,15
yn
11
4
D
yn
11
0,38
0
D
yn
11
10
0
0
D
yn
11
TR_10/0,38_0,315
0
0
0
D
yn
11
11
0
0
0
0
D
yn
11
yn
0
0
0
0
0
D
yn
D
0,63
0
0
0
0
0
D
0
1,03
0,125
0
0
0
0
0
0
6
1,4
0,4
0
0
0
0
0
0,38
4
0,9
0,25
0
0
0
0
10
0,38
4
1,04
0,4
0
0
0
TR_10/0,38_0,63
10
0,38
4
0,9
0,16
0
0,1
TR_10/0,38_0,125
10
0,4
4
1,16
0,1
1,4
TR_10/0,38_0,4
10
0,4
4
1,4
4
TR_10/0,4_0,25
10
0,4
4
0,38
TR_10/0,4_0,4
10
0,4
10
TR_10/0,4_0,16
10
TR_10/0,38_0,1
TR_10/0,4_0,1
192
APPENDICE D
LIBRERIA COMPONENTI DELLA RETE
D.3
I GENERATORI ROTANTI
Tabella D. 3 - Caratteristiche dei generatori.
Gen Type
Sn [MVA]
Cosphi
Vn [kV]
X2d [%]
Xinv [%]
Xzero [%]
Gen_FV_0,63
0,698
1
10
20
20
20
Gen_FV_0,8_1
0,86
1
10
20
20
20
Gen_FV_0,8_2
0,9
1
10
20
20
20
Gen_FV_0,8_3
0,8
1
10
20
20
20
Gen_FV_2,6624
2,8
1
10
20
20
20
Gen_FV_1,5
1,3
1
10
20
20
20
Gen_FV_0,3
0,3608
1
10
20
20
20
193
APPENDICE D
LIBRERIA COMPONENTI DELLA RETE
194
APPENDICE E
LIBRERIA PROFILI
APPENDICE E
LIBRERIA PROFILI
E.1
PROFILI DI CARICO DI PROVA
I profili di carico utilizzati per le simulazioni sono stati inizialmente 4:
•
Profilo commerciale “COM”;
•
Profilo costante “COST”;
•
Profilo industriale “IND”;
•
Profilo residenziale “RES”;
PROFILI GIORNALIERI “COM”, “COST”, “IND” e “RES”
Time
COM
COST
IND
RES
00:00
0,51599
1
0,361
0,2459
00:30
0,50558
1
0,442
0,2738
01:00
0,53951
1
0,407
0,2801
01:30
0,54857
1
0,418
0,2837
02:00
0,52386
1
0,472
0,2856
02:30
0,51819
1
0,401
0,3009
03:00
0,4996
1
0,511
0,301
03:30
0,49939
1
0,537
0,2959
04:00
0,51885
1
0,623
0,3015
04:30
0,52778
1
0,595
0,3248
05:00
0,57146
1
0,551
0,3296
05:30
0,57265
1
0,576
0,3925
06:00
0,60039
1
0,686
0,3969
06:30
0,59935
1
0,685
0,4735
07:00
0,71323
1
0,842
0,4783
07:30
0,73494
1
0,818
0,6084
08:00
0,88572
1
0,871
0,6072
08:30
0,8828
1
0,884
0,659
09:00
0,8529
1
0,851
0,651
09:30
0,84522
1
0,945
0,5952
10:00
0,88447
1
0,899
0,5947
10:30
0,86337
1
0,89
0,4977
11:00
0,93782
1
0,819
0,4952
11:30
0,95847
1
0,823
0,5487
12:00
0,90091
1
0,886
0,5461
12:30
0,91737
1
0,904
0,5907
13:00
0,88407
1
0,984
0,5937
195
APPENDICE E
LIBRERIA PROFILI
13:30
0,91921
1
0,968
0,6091
14:00
0,87874
14:30
0,86865
1
0,94
0,6094
1
0,977
0,6045
15:00
0,81798
1
0,984
0,6078
15:30
0,80421
1
0,982
0,6291
16:00
0,79778
1
0,851
0,6278
16:30
0,82951
1
0,865
0,8671
17:00
0,77992
1
0,805
0,8662
17:30
0,81521
1
0,824
0,9371
18:00
0,76068
1
0,745
0,9438
18:30
0,76451
1
0,782
0,9941
19:00
0,68233
1
0,684
0,9883
19:30
0,67811
1
0,63
0,8831
20:00
0,67654
1
0,655
0,8824
20:30
0,66874
1
0,714
0,8284
21:00
0,68102
1
0,721
0,8312
21:30
0,69277
1
0,712
0,7417
22:00
0,64869
1
0,628
0,7449
22:30
0,61663
1
0,707
0,6163
23:00
0,57878
1
0,556
0,6158
23:30
0,55831
1
0,501
0,4501
24.00
0,51599
1
0,361
0,2459
Domestico
Industriale
Commerciale
Costante
1,2
0,8
0,6
0,4
0,2
Fattori di carico per tipologia di utenza nelle 24 ore
Figura E.1 - Grafico dei profili
prof di carico giornalieri "COM", "COST", "IND" e "RES".
196
24.00
23:00
22:00
21:00
20:00
19:00
18:00
17:00
16:00
15:00
14:00
13:00
12:00
11:00
10:00
09:00
08:00
07:00
06:00
05:00
04:00
03:00
02:00
01:00
0
00:00
Fattore di carico
1
APPENDICE E
LIBRERIA PROFILI
PROFILI SETTIMANALI “COM”, “COST”, “IND” e “RES”
Day
COM
COST
IND
RES
Sun
0,360608258
1
0,111515398
0,880974624
Mon
0,693424536
1
0,872874369
0,978052213
Tue
0,706468501
1
0,957793173
0,992034548
Wed
0,731109771
1
0,991967807
0,997054448
Thu
0,734143406
1
0,991814083
0,997358062
Fri
0,718788993
1
0,975338044
0,99508079
Sat
0,977515339
1
0,129348467
0,962563292
PROFILI MENSILI “COM”, “COST”, “IND” e “RES”
Month
COM
COST
IND
RES
Gen
1,357715775
1
0,783915568
1,036312453
Feb
1,393482152
1
0,826979878
1,029299596
Mar
0,974790583
1
1,110591351
0,97377232
Apr
0,820794573
1
0,976712179
0,881369737
May
0,767168319
1
0,912577445
0,839805469
Jun
0,765636808
1
0,954370784
0,832988049
Jul
0,758047081
1
0,958195032
0,825045124
Aug
0,736101982
1
0,927158108
0,821302599
Sep
0,792608748
1
0,947323029
0,851301689
Oct
0,91237524
1
1,077854016
0,963358137
Nov
1,403062448
1
0,812303053
1,027318452
Dec
1,335315804
1
0,776113226
1,036856578
PROFILI ANNUALI “COM”, “COST”, “IND” e “RES”
Per quanto riguarda i profili di crescita annuali, volendo inizialmente fare solo un’analisi
sulla rete attuale, si sono supposti coefficienti di crescita unitari. È però possibile andare ad
inserire in tabella dei trend di crescita che si ipotizza possano esservi per quanto riguarda
l’assorbimento dei carichi (magari perché si è a conoscenza di possibili espansione di grosse
aziende o perché si prevede, ad esempio, l’entrata in funzione in un certo momento futuro di
un centro commerciale o simili).
197
APPENDICE E
LIBRERIA PROFILI
E.2
PROFILI DI CARICO DELLA RETE SIMULATA
I profili di carico utilizzati per le simulazioni successive sono quindi stati quelli relativi ai
carichi noti:
•
Profilo “INTER”;
•
Profilo “HANG”;
•
Profilo “AUTO”;
•
Profilo “COR”;
•
Profilo “OFF”;
•
Profilo “TRAS”;
•
Profilo “NICO”;
A cui vanno aggiunti i profili medi degli altri carichi:
•
Profilo “F1”;
•
Profilo “F2”;
•
Profilo “F3”;
PROFILI GIORNALIERI DELLA RETE SIMULATA
Time
INTER
HANG
AUTO
COR
OFF
TRAS
NICO
F1
F2
F3
00:00
0,0530
0,5500
0,5800
0,1660
0,2000
0,0280
0,0900
0,5100
0,4612
0,4604
00:30
0,0520
0,5000
0,5600
0,1580
0,1900
0,0280
0,0900
0,4877
0,4937
0,4400
01:00
0,0523
0,3500
0,5300
0,1700
0,1900
0,0280
0,0900
0,4600
0,5300
0,4255
01:30
0,0520
0,3100
0,4700
0,2240
0,1900
0,0280
0,0900
0,4351
0,5678
0,4260
02:00
0,0517
0,2950
0,4550
0,2540
0,1900
0,0280
0,0900
0,4250
0,6400
0,4274
02:30
0,0513
0,3950
0,4550
0,2300
0,1900
0,0280
0,0900
0,4200
0,7558
0,4271
03:00
0,0650
0,5850
0,4600
0,2180
0,1900
0,0280
0,0900
0,4250
0,5800
0,4216
03:30
0,0750
0,3450
0,4600
0,2000
0,1900
0,0280
0,0900
0,4276
0,2959
0,4210
04:00
0,0730
0,2850
0,4600
0,2120
0,1900
0,0280
0,0900
0,4400
0,4500
0,4186
04:30
0,0865
0,2800
0,4650
0,1740
0,1900
0,0280
0,0900
0,4544
0,7050
0,4271
05:00
0,1250
0,3800
0,4700
0,0980
0,2000
0,0280
0,1000
0,4600
0,6300
0,4641
05:30
0,1490
0,5300
0,5050
0,0920
0,2200
0,0280
0,1050
0,4699
0,6671
0,5100
06:00
0,1600
0,4500
0,6000
0,1280
0,2450
0,0280
0,1200
0,5100
0,7300
0,5661
06:30
0,1780
0,4800
0,6900
0,1240
0,2500
0,0340
0,1300
0,5566
0,7947
0,5970
07:00
0,1559
0,4600
0,7300
0,1220
0,2600
0,1600
0,2300
0,6100
0,7800
0,6249
07:30
0,1558
0,5900
0,7600
0,1170
0,3000
0,3900
0,5200
0,7193
0,7918
0,6400
08:00
0,1608
0,7000
0,8100
0,1160
0,4400
0,5200
0,5600
0,8000
0,7200
0,6848
08:30
0,1504
0,6500
0,8600
0,1160
0,5300
0,6080
0,5800
0,9454
0,5684
0,7000
09:00
0,1308
0,5600
0,9200
0,0960
0,5400
0,6340
0,5800
0,9700
0,5400
0,7115
09:30
0,1351
0,6300
0,9400
0,1080
0,5400
0,6620
0,5900
0,9999
0,5043
0,7000
10:00
0,1356
0,6400
0,9400
0,1640
0,5600
0,6880
0,5900
0,9970
0,5300
0,6882
198
APPENDICE E
LIBRERIA PROFILI
10:30
0,1352
0,6600
0,9450
0,1860
0,6400
0,6960
0,5800
0,9969
0,5511
0,6900
11:00
0,1107
0,6650
0,9600
0,1460
0,7300
0,7020
0,5300
0,9700
0,5300
0,6926
11:30
0,0957
0,7250
0,9650
0,1280
0,7200
0,7080
0,4500
0,9504
0,5154
0,6820
12:00
0,1340
0,7200
0,9650
0,1460
0,5850
0,6700
0,3800
0,8200
0,4550
0,6557
12:30
0,1480
0,6700
0,9650
0,1880
0,3950
0,6000
0,1700
0,6783
0,4043
0,6320
13:00
0,1408
0,6900
0,9500
0,1540
0,3400
0,5880
0,1800
0,7300
0,4800
0,6120
13:30
0,1408
0,7550
0,9400
0,1160
0,3300
0,5840
0,4100
0,7820
0,5551
0,6000
14:00
0,1356
0,7600
0,9400
0,1520
0,3500
0,5840
0,4900
0,8300
0,5000
0,6200
14:30
0,1300
0,8000
0,9350
0,2180
0,4550
0,5880
0,5300
0,9249
0,4235
0,6100
15:00
0,1200
0,7400
0,9300
0,2240
0,6400
0,5860
0,5500
0,9200
0,3000
0,6289
15:30
0,1056
0,6250
0,9100
0,1460
0,7100
0,5900
0,5100
0,9178
0,1977
0,6420
16:00
0,0906
0,7150
0,9200
0,1100
0,4400
0,6120
0,4600
0,8800
0,2500
0,6582
16:30
0,0950
0,7600
0,9300
0,1280
0,4450
0,6240
0,4400
0,8336
0,3919
0,6630
17:00
0,1054
0,7650
0,9200
0,1700
0,4900
0,6280
0,5650
0,8100
0,3333
0,6913
17:30
0,1250
0,7250
0,9000
0,1820
0,5150
0,5520
0,5000
0,7879
0,2328
0,7432
18:00
0,1650
0,6450
0,8600
0,1540
0,5200
0,3100
0,1610
0,8300
0,5000
0,8500
18:30
0,1820
0,6250
0,8400
0,1460
0,4850
0,1440
0,1000
0,8860
0,9999
0,9525
19:00
0,1757
0,5250
0,8100
0,1880
0,4300
0,0440
0,1000
0,8700
0,8700
0,9620
19:30
0,1740
0,4600
0,7400
0,2720
0,3600
0,0280
0,1100
0,8606
0,8673
0,9649
20:00
0,1800
0,4650
0,7300
0,2360
0,3000
0,0280
0,1000
0,8200
0,7400
0,9000
20:30
0,1830
0,5500
0,7000
0,1460
0,2700
0,0280
0,1000
0,7767
0,6079
0,8466
21:00
0,1760
0,5700
0,6800
0,1460
0,2500
0,0280
0,0900
0,7400
0,6200
0,8230
21:30
0,1530
0,3750
0,6700
0,1820
0,2250
0,0280
0,1000
0,7062
0,6167
0,7994
22:00
0,1320
0,3550
0,6400
0,1780
0,2050
0,0280
0,1000
0,6600
0,6400
0,7420
22:30
0,1100
0,4650
0,6100
0,1760
0,1950
0,0280
0,0950
0,6160
0,6543
0,6743
23:00
0,0730
0,4850
0,5800
0,2030
0,1940
0,0280
0,0900
0,6160
0,6543
0,6743
23:30
0,0550
0,3050
0,5600
0,2240
0,1930
0,0280
0,0900
0,5392
0,5147
0,6640
24.00
0,0530
0,5500
0,5800
0,1660
0,2000
0,0280
0,0900
0,5100
0,4612
0,5739
199
APPENDICE E
LIBRERIA PROFILI
INTER
HANG
AUTO
1,0000
0,9000
fdc.orario [p.u.]
0,8000
0,7000
0,6000
0,5000
0,4000
0,3000
0,2000
0,1000
0,0000
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49
ISTANTE DEL GIORNO
Figura E.2 - Grafici dei profili giornalieri dei carichi di rete – Parte Prima.
COR
OFF
TRAS
NICO
1,0000
0,9000
fdc.orario [p.u.]
0,8000
0,7000
0,6000
0,5000
0,4000
0,3000
0,2000
0,1000
0,0000
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49
ISTANTE DEL GIORNO
Figura E.3 - Grafici dei profili giornalieri dei carichi di rete – Parte Seconda.
200
APPENDICE E
LIBRERIA PROFILI
F1
F2
F3
1,0000
0,9000
0,8000
fdc.orario [p.u.]
0,7000
0,6000
0,5000
0,4000
0,3000
0,2000
0,1000
0,0000
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49
ISTANTE DEL GIORNO
Figura E.4 - Grafici dei profili giornalieri dei carichi di rete – Parte Terza.
Terza
PROFILI SETTIMANALI DELLA RETE SIMULATA
Day
INTER
Sun
0,390754 0,496750 0,496750 1,750300 0,593491 0,506079 0,586814 0,718402 0,104115 0,738204
HANG
AUTO
COR
OFF
TRAS
NICO
F1
F2
F3
Mon
1,165025 0,984333 0,984330 1,098600 0,966549 1,034230 0,941463 0,996188 0,532579 1,257420
Tue
1,427519 0,996954 0,996950 1,056000 0,967741 1,317392 0,998907 0,957285 0,895758 1,111987
Wed
1,000000 1,000000 1,000000 1,000000 1,000000 1,000000 1,000000 1,000000 1,000000 1,100000
Thu
1,223646 1,026502 1,026500 1,090300 0,997705 1,148272 0,999857 0,999757 0,754195 1,115600
Fri
1,145388 0,989036 0,989040 1,202900 0,957890 1,037474 0,900317 0,983670 0,852917 1,095430
Sat
0,996971 0,716452 0,716450 1,255600 0,746864 0,786381 0,619528 0,790433 0,456763 0,925581
PROFILI MENSILI DELLA RETE SIMULATA
Month
Gen
INTER
HANG
AUTO
COR
OFF
TRAS
NICO
F1
F2
F3
1,357716 1,036312 1,020021 1,036312 1,357716 1,036312 1,036312
1,041258 1,016996 1,020021
Feb
1,000000 1,000000 1,000000 1,000000 1,000000 1,000000 1,000000
1,000000 1,000000 1,000000
Mar
0,974791 0,973772 0,963613 0,973772 0,974791 0,973772 0,973772
0,899130 0,969338 0,963613
Apr
0,820795 0,881370 0,987180 0,881370 0,820795 0,881370 0,881370
0,866300 1,026369 0,987180
May
0,767168 0,839805 1,055871 0,839805 0,767168 0,839805 0,839805
0,897487 1,045245 1,055871
Jun
0,765637 0,832988 1,362460 0,832988 0,765637 0,832988 0,832988
0,762262 1,227962 1,262460
Jul
0,758047 0,825045 1,268725 0,825045 0,758047 0,825045 0,825045
0,965835 1,300067 1,168725
Aug
0,736102 0,821303 0,962340 0,821303 0,736102 0,821303 0,821303
0,761603 1,243968 0,962340
Sep
0,792609 0,851302 1,203854 0,851302 0,792609 0,851302 0,851302
0,729590 1,059995 1,203854
Oct
0,912375 0,963358 0,976790 0,963358 0,912375 0,963358 0,963358
0,764256 1,160972 0,976790
Nov
1,403062 1,027318 0,931237 1,027318 1,403062 1,027318 1,027318
0,951625 1,151891 0,931237
Dec
1,335316 1,036857 1,078234 1,036857 1,335316 1,036857 1,036857
1,045011 1,092976 1,002467
201
APPENDICE E
LIBRERIA PROFILI
PROFILI ANNUALE DELLA RETE SIMULATA
Anche per i carichi reali si è supposto inizialmente di andare a considerare dei profili di
crescita annuali unitari.
E.3
PROFILI DI GENERAZIONE
PROFILI GIORNALIERI DI GENERAZIONE
Tra i profili di generazione troviamo allora il solo profilo PV a rappresentare un
generatore fotovoltaico.
Time
PV
12:00
0,9988
00:00
0,0000
12:30
0,9081
00:30
0,0000
13:00
0,9094
01:00
0,0000
13:30
0,7931
01:30
0,0000
14:00
0,7969
02:00
0,0000
14:30
0,4656
02:30
0,0000
15:00
0,4631
03:00
0,0000
15:30
0,1650
03:30
0,0000
16:00
0,1669
04:00
0,0000
16:30
0,0000
04:30
0,0000
17:00
0,0000
05:00
0,0000
17:30
0,0000
05:30
0,0000
18:00
0,0000
06:00
0,0000
18:30
0,0000
06:30
0,0000
19:00
0,0000
07:00
0,0000
19:30
0,0000
07:30
0,0000
20:00
0,0000
08:00
0,0000
20:30
0,0000
08:30
0,1969
21:00
0,0000
09:00
0,1969
21:30
0,0000
09:30
0,5625
22:00
0,0000
10:00
0,5650
22:30
0,0000
10:30
0,6731
23:00
0,0000
11:00
0,6750
23:30
0,0000
11:30
0,9994
24.00
0,0000
202
APPENDICE E
LIBRERIA PROFILI
PV
1,000
0,900
0,800
fdg.orario [p.u.]
0,700
0,600
0,500
0,400
0,300
0,200
0,100
0,000
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49
ISTANTE DELLA GIORNATA
Figura E.5 - Grafici dei profili di generazione giornalieri.
PROFILI SETTIMANALI DI GENERAZIONE
Day
PV
Sun
0,637380
Mon
0,635892
Tue
0,610392
Wed
0,631371
Thu
0,684930
Fri
0,715933
Sat
0,707440
PROFILI MENSILI DI GENERAZIONE
Month
PV
Gen
0,197696042
Feb
0,572774605
Mar
0,791462519
Apr
0,772879502
May
1,070426128
Jun
1,596843907
Jul
1,145128525
Aug
1,004874739
Sep
0,969435335
Oct
0,565299131
Nov
0,189810008
Dec
0,195975538
203
APPENDICE E
LIBRERIA PROFILI
PROFILI ANNUALI DI GENERAZIONE
A titolo d’esempio e in rappresentanza anche dei profili di crescita dei carichi, si riporta
di seguito la tabella utilizzata dal programma per calcolare il fattore di generazione (fdg) o di
carico (fdc) di generatori ed utenti collegati alla rete. Come si vede il fattore di carico
inizialmente è unitario ma, come avviene per i carichi, si può pensare ad un possibile trend di
crescita della generazione e quindi andare a variare i coefficienti anno per anno.
Year
PV
2010
1
2011
1
2012
1
2013
1
2014
1
2015
1
2016
1
2017
1
2018
1
2019
1
2020
1
2021
1
2022
1
2023
1
2024
1
2025
1
2026
1
2027
1
2028
1
2029
1
2030
1
2031
1
2032
1
2033
1
2034
1
2035
1
2036
1
2037
1
2038
1
2039
1
2040
1
2041
1
2042
1
2043
1
2044
1
2045
1
204
APPENDICE F
RISULTATI
APPENDICE F
RISULTATI
F.1
FEBBRAIO
ANDAMENTO CORRENTI MISURATE IN PARTENZA AI
FEEDER NELLA SETTIMANA DI FEBBRAIO SENZA
GENERAZIONE IN RETE
210
180
Corrente [A]
150
120
90
60
30
1
6
11
16
21
26
31
36
41
46
51
56
61
66
71
76
81
86
91
96
101
106
111
116
121
126
131
136
141
146
151
156
161
166
0
Numero Ore Della Settimana
FEEDER 1
FEEDER 2
FEEDER 3
ANDAMENTO CORRENTI SIMULATE IN PARTENZA AI
FEEDER NELLA SETTIMANA DI FEBBRAIO SENZA
GENERAZIONE IN RETE
210
180
150
120
90
60
30
0
1
6
11
16
21
26
31
36
41
46
51
56
61
66
71
76
81
86
91
96
101
106
111
116
121
126
131
136
141
146
151
156
161
166
Corrente [A]

ANDAMENTO DELLE CORRENTI IN PARTENZA AI FEEDER
Numero Ore Della Settimana
FEEDER 1
FEEDER 2
205
FEEDER 3
APPENDICE F
RISULTATI
LUGLIO
ANDAMENTO CORRENTI MISURATE IN PARTENZA AI
FEEDER NELLA SETTIMANA DI LUGLIO SENZA
GENERAZIONE IN RETE
250
Corrente [A]
200
150
100
50
1
6
11
16
21
26
31
36
41
46
51
56
61
66
71
76
81
86
91
96
101
106
111
116
121
126
131
136
141
146
151
156
161
166
0
Numere Ore Della Settimana
FEEDER 1
250
FEEDER 2
FEEDER 3
ANDAMENTO CORRENTI SIMULATE IN PARTENZA AI
FEEDER NELLA SETTIMANA DI LUGLIO SENZA
GENERAZIONE IN RETE
200
150
100
50
0
1
6
11
16
21
26
31
36
41
46
51
56
61
66
71
76
81
86
91
96
101
106
111
116
121
126
131
136
141
146
151
156
161
166
Corrente [A]

Numero Ore Della Settimana
FEEDER 1
FEEDER 2
206
FEEDER 3
APPENDICE F
RISULTATI
F.2
HOSTING CAPACITY CON PROFILI COSTANTI
Tabella F. 1 - Numero di nodi che violano i tre vincoli con profili di assorbimento costanti per i carichi.
POTENZA
[MVA]
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5
10
>10
NUMERO DI NODI CHE
VIOLANO IL VINCOLO
DI LIMITI DI
TRANSITO
n°
[%]
0
0
0
0
2
26
7
0
0
1
7
4
20
10
3
0
1
0
0
0
0
4
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
2,35%
30,59%
8,24%
0,00%
0,00%
1,18%
8,24%
4,71%
23,53%
11,76%
3,53%
0,00%
1,18%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
13,27%
LINEE
NUMERO DI NODI CHE
VIOLANO IL VINCOLO
DI VARIAZIONI
RAPIDE
n°
[%]
0
0
0
0
3
11
13
5
5
6
8
7
5
5
4
2
1
4
1
1
0
4
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
3,53%
12,94%
15,29%
5,88%
5,88%
7,06%
9,41%
8,24%
5,88%
5,88%
4,71%
2,35%
1,18%
4,71%
1,18%
1,18%
0,00%
4,71%
VARIAZIONI RAPIDE
NUMERO DI NODI CHE
VIOLANO IL VINCOLO
DI VARIAZIONI LENTE
n°
[%]
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
1
1
2
2
3
3
3
2
3
64
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
1,18%
1,18%
1,18%
2,35%
2,35%
3,53%
3,53%
3,53%
2,35%
3,53%
75,29%
VARIAZIONI LENTE
100,00%
90,00%
80,00%
70,00%
[%]
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 >10
Potenza [MVA]
Figura F4.1 - Istogramma cumulato della percentuale di nodi in grado di accettare la connessione della potenza presente
in ascissa - profilo dei carichi costante.
Per quanto riguarda la lettura di questa tipologia di diagrammi, essa viene fatta nel
seguente modo. Si guarda sull’asse delle ascisse una potenza voluta e risalendo la barra è
possibile trovare (intersecando l’asse delle ordinate) quale percentuale di nodi sul totale
accetta il collegamento di tale potenza senza violare il vincolo relativo alla barra considerata.
207
APPENDICE F
RISULTATI
F.3
HOSTING CAPACITY CON PROFILI RESIDENZIALI
Tabella F. 2 - Numero di nodi che violano i tre vincoli con profili di assorbimento di tipo residenziale per i carichi.
POTENZA
[MVA]
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5
10
>10
NUMERO DI NOD CHE
VIOLANO IL VINCOLO
DI LIMITI DI
TRANSITO
n°
[%]
0
0
0
0
5
25
5
0
0
3
11
25
5
2
0
0
0
0
0
0
0
4
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
5,88%
29,41%
5,88%
0,00%
0,00%
3,53%
12,94%
29,41%
5,88%
2,35%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
13,27%
LINEE
NUMERO DI NODI CHE
VIOLANO IL VINCOLO
DI VARIAZIONI
RAPIDE
n°
[%]
0
0
0
0
2
6
16
5
8
3
7
5
8
2
5
4
2
2
2
2
1
5
VARIAZIONI RAPIDE
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
2,35%
7,06%
18,82%
5,88%
9,41%
3,53%
8,24%
5,88%
9,41%
2,35%
5,88%
4,71%
2,35%
2,35%
2,35%
2,35%
1,18%
5,88%
NUMERO DI NODI CHE
VIOLANO IL VINCOLO
DI VARIAZIONI LENTE
n°
[%]
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2
0
2
3
2
8
4
0
4
4
1
4
51
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
2,35%
0,00%
2,35%
3,53%
2,35%
9,41%
4,71%
0,00%
4,71%
4,71%
1,18%
4,71%
60,00%
VARIAZIONI LENTE
100,00%
80,00%
[%]
60,00%
40,00%
20,00%
0,00%
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 >10
Potenza [MVA]
Figura F4.2 - Istogramma cumulato della percentuale di nodi in grado di accettare la connessione della potenza presente
in ascissa - profilo dei carichi residenziale.
208
APPENDICE F
RISULTATI
F.4

RISULTATI RETE: VARIAZIONI LENTE
FEBBRAIO:
Tabella F. 3 - Numero di nodi e percentuale sul totale violanti il vincolo di Variazioni Lente a Febbraio.
POTENZA
[MVA]
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5
10
>10
FEBBRAIO 2009
percentuale di nodi
numero di nodi
violanti il vincolo
violanti il vincolo
rispetto al totale
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
1
1,18%
1
1,18%
0
0,00%
3
3,53%
2
2,35%
1
1,18%
5
5,88%
3
3,53%
4
4,71%
1
1,18%
3
3,53%
61
71,76%
feb-09
FEBBRAIO 2011
percentuale di nodi
numero di nodi
violanti il vincolo rispetto
violanti il vincolo
al totale
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
1
1,18%
1
1,18%
0
0,00%
3
3,53%
2
2,35%
1
1,18%
5
5,88%
3
3,53%
4
4,71%
1
1,18%
3
3,53%
61
71,76%
feb-11
100,00%
90,00%
80,00%
70,00%
[%]
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 >10
Potenza [MVA]
Figura F4.3 - Istogramma cumulato della percentuale di nodi in grado di accettare la connessione della potenza presente
in ascissa con riferimento al limite di Variazioni Lente: confronto tra Febbraio 2009 e Febbraio 2011.
209
APPENDICE F
RISULTATI

LUGLIO:
Tabella F. 4 - Numero di nodi e percentuale sul totale violanti il vincolo di Variazioni Lente a Luglio.
POTENZA
[MVA]
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5
10
>10
LUGLIO 2009
percentuale di nodi
numero di nodi
violanti il vincolo
violanti il vincolo
rispetto al totale
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
2
2,35%
0
0,00%
3
3,53%
5
5,88%
2
2,35%
5
5,88%
2
2,35%
3
3,53%
1
1,18%
2
2,35%
60
70,59%
lug-09
LUGLIO 2011
percentuale di nodi
numero di nodi
violanti il vincolo
violanti il vincolo
rispetto al totale
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
2
2,35%
0
0,00%
3
3,53%
5
5,88%
3
3,53%
7
8,24%
2
2,35%
4
4,71%
1
1,18%
2
2,35%
56
65,88%
lug-11
100,00%
90,00%
80,00%
70,00%
[%]
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 >10
Potenza [MVA]
Figura F4.4 - Istogramma cumulato della percentuale di nodi in grado di accettare la connessione della potenza presente
in ascissa con riferimento al limite di Variazioni Lente: confronto tra Luglio 2009 e Luglio 2011.
210
APPENDICE F
RISULTATI
F.5

RISULTATI RETE: VARIAZIONI RAPIDE
FEBBRAIO:
Tabella F. 5 - Numero di nodi e percentuale sul totale violanti il vincolo di Variazioni Rapide a Febbraio.
POTENZA
[MVA]
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5
10
>10
FEBBRAIO 2009
percentuale di nodi
numero di nodi
violanti il vincolo
violanti il vincolo
rispetto al totale
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
2
2,35%
8
9,41%
15
17,65%
5
5,88%
6
7,06%
2
2,35%
6
7,06%
6
7,06%
9
10,59%
2
2,35%
6
7,06%
4
4,71%
2
2,35%
2
2,35%
1
1,18%
2
2,35%
2
2,35%
5
5,88%
feb-09
FEBBRAIO 2011
percentuale di nodi
numero di nodi
violanti il vincolo rispetto
violanti il vincolo
al totale
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
2
2,35%
8
9,41%
15
17,65%
5
5,88%
6
7,06%
3
3,53%
6
7,06%
5
5,88%
9
10,59%
2
2,35%
6
7,06%
4
4,71%
2
2,35%
2
2,35%
1
1,18%
2
2,35%
2
2,35%
5
5,88%
feb-11
100,00%
90,00%
80,00%
70,00%
[%]
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 >10
Potenza [MVA]
Figura F5.5 - Istogramma cumulato della percentuale di nodi in grado di accettare la connessione della potenza presente
in ascissa con riferimento al limite di Variazioni Rapide: confronto tra Febbraio 2009 e Febbraio 2011.
211
APPENDICE F
RISULTATI

LUGLIO:
Tabella F. 6 - Numero di nodi e percentuale sul totale violanti il vincolo di Variazioni Rapide a Luglio.
POTENZA
[MVA]
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5
10
>10
LUGLIO 2009
percentuale di nodi
numero di nodi
violanti il vincolo
violanti il vincolo
rispetto al totale
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
2
2,35%
8
9,41%
15
17,65%
4
4,71%
7
8,24%
3
3,53%
6
7,06%
6
7,06%
8
9,41%
2
2,35%
6
7,06%
4
4,71%
2
2,35%
2
2,35%
1
1,18%
2
2,35%
2
2,35%
5
5,88%
lug-09
LUGLIO 2011
percentuale di nodi
numero di nodi
violanti il vincolo
violanti il vincolo
rispetto al totale
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
2
2,35%
6
7,06%
16
18,82%
5
5,88%
7
8,24%
3
3,53%
5
5,88%
6
7,06%
7
8,24%
4
4,71%
6
7,06%
3
3,53%
3
3,53%
1
1,18%
2
2,35%
2
2,35%
2
2,35%
5
5,88%
lug-11
100,00%
90,00%
80,00%
70,00%
[%]
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 >10
Potenza [MVA]
Figura F5.6 - Istogramma cumulato della percentuale di nodi in grado di accettare la connessione della potenza presente
in ascissa al limite di Variazioni Rapide: confronto tra Luglio 2009 e Luglio 2011.
212
APPENDICE F
RISULTATI
F.6

RISULTATI RETE: LIMITI DI TRANSITO
FEBBRAIO:
Tabella F. 7 - Numero di nodi e percentuale sul totale violanti il vincolo di Limite di Transito a Febbraio.
POTENZA
[MVA]
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5
10
>10
FEBBRAIO 2009
percentuale di nodi
numero di nodi
violanti il vincolo
violanti il vincolo
rispetto al totale
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
5
5,88%
26
30,59%
4
4,71%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
15
17,65%
23
27,06%
4
4,71%
3
3,53%
1
1,18%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
4
4,71%
feb-09
FEBBRAIO 2011
percentuale di nodi
numero di nodi
violanti il vincolo rispetto
violanti il vincolo
al totale
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
5
5,68%
26
29,55%
4
4,55%
0
0,00%
0
0,00%
3
3,41%
15
17,05%
23
26,14%
4
4,55%
3
3,41%
1
1,14%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
4
4,71%
feb-11
100,00%
90,00%
80,00%
70,00%
[%]
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 >10
Potenza [MVA]
Figura F6.7 - Istogramma cumulato della percentuale di nodi in grado di accettare la connessione della potenza presente
in ascissa con riferimento ai Limiti di Transito: confronto tra Febbraio 2009 e Febbraio 2011.
213
APPENDICE F
RISULTATI

LUGLIO:
Tabella F. 8 - Numero di nodi e percentuale sul totale violanti il vincolo di Limiti di Transito a Luglio.
POTENZA
[MVA]
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5
10
>10
LUGLIO 2009
percentuale di nodi
numero di nodi
violanti il vincolo
violanti il vincolo
rispetto al totale
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
2
2,35%
29
34,12%
4
4,71%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
11
12,94%
7
8,24%
21
24,71%
3
3,53%
1
1,18%
2
2,35%
1
1,18%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
4
4,71%
lug-09
LUGLIO 2011
percentuale di nodi
numero di nodi
violanti il vincolo
violanti il vincolo
rispetto al totale
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
3
3,53%
27
31,76%
5
5,88%
0
0,00%
0
0,00%
2
2,35%
19
22,35%
14
16,47%
8
9,41%
3
3,53%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
4
4,71%
lug-11
100,00%
90,00%
80,00%
70,00%
[%]
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 >10
Potenza [MVA]
Figura F6.8 - Istogramma cumulato della percentuale di nodi in grado di accettare la connessione della potenza presente
in ascissa con riferimento ai Limiti di Transito: confronto tra Luglio 2009 e Luglio 2011.
214
APPENDICE F
RISULTATI
F.7
RAFFORZAMENTO DELLE LINEE
Tabella F. 9 - Numero di nodi e percentuale sul totale violanti i tre vincoli con rete con Linee Rafforzate.
POTENZA
[MVA]
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5
10
>10
NUMERO DI NODI CHE
VIOLANO IL VINCOLO
DI LIMITI DI
TRANSITO
n°
[%]
0
0
0
0
2
13
4
0
3
5
19
17
2
7
0
0
0
0
0
0
0
13
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
2,35%
15,29%
4,71%
0,00%
3,53%
5,88%
22,35%
20,00%
2,35%
8,24%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
13,27%
NUMERO DI NODI CHE
VIOLANO IL VINCOLO
DI VARIAZIONI
RAPIDE
n°
[%]
0
0
0
0
1
2
13
11
4
4
1
8
6
4
4
1
3
3
3
1
1
15
215
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
1,18%
2,35%
15,29%
12,94%
4,71%
4,71%
1,18%
9,41%
7,06%
4,71%
4,71%
1,18%
3,53%
3,53%
3,53%
1,18%
1,18%
17,65%
NUMERO DI NODI CHE
VIOLANO IL VINCOLO
DI VARIAZIONI LENTE
n°
[%]
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
0
1
1
4
4
3
7
6
0
58
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
1,18%
0,00%
1,18%
1,18%
4,71%
4,71%
3,53%
8,24%
7,06%
0,00%
68,24%
APPENDICE F
RISULTATI
Figura F7.9 - Linee del Feeder 1 sostituite.
216
APPENDICE F
RISULTATI
Figura F7.10 - Linee del Feeder 2 sostituite.
217
APPENDICE F
RISULTATI
Figura F7.11 - Linee del Feeder 3 sostituite.
218
APPENDICE F
RISULTATI
F.8
RISULTATI RETE: INSERIMENTO DI STORAGE
F.8.1
INSERIMENTO DI ACCUMULATORI SOLO PRODUTTORI DI POTENZA
REATTIVA NEI GIORNI FERIALI
Tabella F. 10 - Numero di nodi e percentuale sul totale violanti i tre vincoli con rete con Linee Rafforzate e con
accumulatori produttori di potenza reattiva solo durante la settimana ma non nei weekend.
POTENZA
[MVA]
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5
10
>10
F.8.2
NUMERO DI NODI CHE
VIOLANO IL VINCOLO
DI LIMITI DI
TRANSITO
n°
[%]
0
0
0
0
2
15
5
0
0
5
20
12
6
7
0
0
0
0
0
0
0
13
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
2,35%
17,65%
5,88%
0,00%
0,00%
5,88%
23,53%
14,12%
7,06%
8,24%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
15,29%
NUMERO DI NODI CHE
VIOLANO IL VINCOLO
DI VARIAZIONI
RAPIDE
n°
[%]
0
0
0
0
1
2
12
12
3
5
1
8
6
4
4
1
4
3
3
0
1
15
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
1,18%
2,35%
14,12%
14,12%
3,53%
5,88%
1,18%
9,41%
7,06%
4,71%
4,71%
1,18%
4,71%
3,53%
3,53%
0,00%
1,18%
17,65%
NUMERO DI NODI CHE
VIOLANO IL VINCOLO
DI VARIAZIONI LENTE
n°
[%]
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
0
1
5
4
3
5
2
2
5
2
55
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
1,18%
0,00%
1,18%
5,88%
4,71%
3,53%
5,88%
2,35%
2,35%
5,88%
2,35%
64,71%
INSERIMENTO DI ACCUMULATORI SOLO PRODUTTORI DI POTENZA
REATTIVA NEI GIORNI FERIALI ED ASSORBITORI NEI WEEKEND
Tabella F. 11 - Numero di nodi e percentuale sul totale violanti i tre vincoli con rete con Linee Rafforzate e accumulatori
al Feeder 3 funzionanti da induttori nei weekend.
POTENZA
[MVA]
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
NUMERO DI NODI CHE
VIOLANO IL VINCOLO
DI LIMITI DI
TRANSITO
n°
[%]
0
0
0
0
2
15
5
0
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
2,35%
17,65%
5,88%
0,00%
NUMERO DI NODI CHE
VIOLANO IL VINCOLO
DI VARIAZIONI
RAPIDE
n°
[%]
0
0
0
0
1
9
12
7
219
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
1,18%
10,59%
14,12%
8,24%
NUMERO DI NODI CHE
VIOLANO IL VINCOLO
DI VARIAZIONI LENTE
n°
[%]
0
0
0
0
0
0
0
0
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
APPENDICE F
RISULTATI
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5
10
>10
F.8.3
0
5
12
6
16
7
1
2
1
0
0
0
0
13
0,00%
5,88%
14,12%
7,06%
18,82%
8,24%
1,18%
2,35%
1,18%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
15,29%
2
3
5
8
5
3
5
0
6
3
0
0
3
13
2,35%
3,53%
5,88%
9,41%
5,88%
3,53%
5,88%
0,00%
7,06%
3,53%
0,00%
0,00%
3,53%
15,29%
0
0
1
0
1
0
1
1
2
1
6
6
2
64
0,00%
0,00%
1,18%
0,00%
1,18%
0,00%
1,18%
1,18%
2,35%
1,18%
7,06%
7,06%
2,35%
75,29%
INSERIMENTO DI ACCUMULATORI SENZA RAFFORZAMENTO LINEE
NEL FEEDER 3
Tabella F. 12 - Numero di nodi e percentuale sul totale violanti i tre vincoli con rete con Linee Rafforzate solo nei Feeder
1 e 2 mentre nel Feeder 3 sono installati due banchi di accumulatori.
POTENZA
[MVA]
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5
10
>10
NUMERO DI NODI CHE
VIOLANO IL VINCOLO
DI LIMITI DI
TRANSITO
n°
[%]
0
0
0
0
2
15
5
0
0
5
12
6
16
7
1
2
1
0
0
0
0
13
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
2,35%
17,65%
5,88%
0,00%
0,00%
5,88%
14,12%
7,06%
18,82%
8,24%
1,18%
2,35%
1,18%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
15,29%
NUMERO DI NODI CHE
VIOLANO IL VINCOLO
DI VARIAZIONI
RAPIDE
n°
[%]
0
0
0
0
1
9
12
7
2
3
5
8
5
3
5
0
6
3
0
0
3
13
220
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
1,18%
10,59%
14,12%
8,24%
2,35%
3,53%
5,88%
9,41%
5,88%
3,53%
5,88%
0,00%
7,06%
3,53%
0,00%
0,00%
3,53%
15,29%
NUMERO DI NODI CHE
VIOLANO IL VINCOLO
DI VARIAZIONI LENTE
n°
[%]
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
0
1
0
1
1
2
1
6
6
2
64
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
1,18%
0,00%
1,18%
0,00%
1,18%
1,18%
2,35%
1,18%
7,06%
7,06%
2,35%
75,29%